Beiträge

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Bundeskabinett beschließt Kohleausstiegsgesetz

Nach monatelangen Verhandlungen (RGC berichtete) hat die Bundesregierung gestern, am 29.01.2020, den Entwurf eines „Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze“ beschlossen.

Damit kann das sog. Kohleausstiegsgesetz nun in das Gesetzgebungsverfahren. Im Einzelnen enthält der Gesetzesentwurf folgende Hauptbestandteile:

  • Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohle-verstromungsbeendigungsgesetz)
  • Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes
  • Änderungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes
  • Änderungen der KWK-Ausschreibungsverordnung
  • Änderungen des Gesetzes über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen
  • Beihilferechtlicher Vorbehalt

und weitere Folgeänderungen.

Näheres erfahren Sie auf den Seiten der Bundesregierung und des BMWi.

Wir werten den Entwurf des Gesetzespakets nun aus und halten Sie an dieser Stelle unterrichtet.

Ende einer Verteuerung der Netzentgelte nicht in Sicht

Auch für das Jahr 2020 haben zahlreiche Netzbetreiber die Netzentgelte erhöht

Für die Nutzung der Strom- und Gasnetze müssen Letztverbraucher ein sog. Netznutzungsentgelt zahlen. Dieses Netzentgelt ist inzwischen der größte einzelne Preisbestandteil beim Strom. Zwar sind die Netzbetreiber bei der Preisgestaltung nicht frei. Vielmehr sollte die 2005 eingeführte umfassende Netzentgeltregulierung dem Ziel einer preiswerten Energieversorgung dienen. Dennoch sind die Netzentgelte in den letzten 10 Jahren massiv gestiegen. So zahlte ein Industriekunde im Jahr 2019 durchschnittlich 0,9 Cent/kWh mehr an Netzentgelten als noch 2009. Bei Gewerbekunden betrug der Anstieg durchschnittlich 1,32 Cent/kWh, bei Haushaltskunden sogar 1,42 Cent/kWh.

Hinzu kommt, dass das derzeitige Preissystem der Netzentgelte die Energiewende erschwert, da es energieeffizientes Verhalten nicht unbedingt belohnt. Auch sind wegen der vermehrt dezentralen Stromerzeugung immer mehr Ausgleichs- und Unterstützungsmaßnahmen der Netzbetreiber nötig, um das Netz stabil zu halten. Die Kosten hierfür betrugen im Jahr 2018 ca. 1,4 Mrd. Euro.

Es gab daher in den letzten Jahren immer wieder die Absicht, das gesamte Netzentgeltsystem zu verändern. Diskutiert wurde vor allem eine Netzentgeltsystematik der Verursachungsgerechtigkeit und Netzdienlichkeit. Das BMWi hat zu diesem Thema bereits drei Studien in Auftrag gegeben, wie sie in der Antwort auf eine Kleine Anfrage mitteilte. Bereits im Jahr 2018 gab es klare Empfehlungen für eine Umgestaltung der Netzentgelte (RGC berichtete). Ein weiteres Gutachten beleuchtete auch den Aspekt der Sektorkoppelung. Dieses wurde im August 2019 veröffentlicht. Schließlich gibt es noch ein weiteres, jedoch unveröffentlichtes Gutachten zu den Potenzialen des Strommarktdesigns in der Industrie.

Dennoch sind alle bisherigen Ansätze einer Neugestaltung der Netzentgelte im Sande verlaufen. Und es ist auch keine Reform der Netzentgelte in Sicht: Die Große Koalition wollte in dieser Legislaturperiode das Thema angehen; die Netzentgeltreform war Gegenstand des Koalitionsvertrages. Nun heißt es in der o.a. Antwort auf die Kleine Anfrage jedoch nur noch, dass eventuell eine Weiterentwicklung von § 14a EnWG bei der effizienten Netznutzung helfen könne und ggf. im Jahr 2020 ein Entwurf für die Änderung von § 14a EnWG vorgelegt werde. Abgesehen davon, dass diese Aussage mehr als vage ist, regelt § 14a EnWG ohnehin nur die Netzentgeltermäßigung für eine netzdienliche Verbrauchssteuerung im Niederspannungsnetz. Von einer umfassenden Reform der Netzentgelte ist die Regierung derzeit offenbar weit entfernt, so dass Letztverbraucher mit weiter steigenden Netzentgelten rechnen müssen. 

Statistisches Bundesamt veröffentlicht Grenzpreis für Strom

Deutlicher Anstieg des Grenzpreises im Vergleich zu 2017

Das Statistische Bundesamt (Destatis) hat den vorläufigen Grenzpreis für Strom für das Jahr 2018 veröffentlicht. Nach vorläufigen Angaben der Behörde nahm der durchschnittliche Erlös aus Stromlieferungen an Sondervertragskunden (zum Beispiel energieintensive Industriebetriebe) im Jahr 2018 um 11,4 % auf 13,92 Cent je Kilowattstunde zu. Dieser deutliche Anstieg beruht vor allem auf einer Novellierung des Energiestatistikgesetzes, welche zu einer geänderten Methode bei der Datenerhebung geführt hatte. Nach der neuen Methodik wurden bei der Erhebung für das Berichtsjahr 2018 auch die von Sondervertragskunden zu zahlenden Netznutzungsentgelte einbezogen.

Der Grenzpreis ist vor allem deshalb interessant, weil gemäß § 2 Abs. 4 der Konzessionsabgabenverordnung (KAV) für Stromlieferungen an Sondervertragskunden keine Konzessionsabgaben vereinbart oder gezahlt werden dürfen, deren Durchschnittspreis im Kalenderjahr je Kilowattstunde unter dem Durchschnittserlös je Kilowattstunde aus der Lieferung von Strom an alle Sondervertragskunden (= Grenzpreis) liegt.

Liegt der Durchschnittsstrompreis einschließlich Netzentgelten unter dem Grenzpreis, darf der Netzbetreiber von einem Sondervertragskunden grundsätzlich keine Konzessionsabgabe fordern. Für den Fall, dass Ihr Unternehmen trotz Unterschreitung des Grenzpreises Konzessionsabgabe an den Lieferanten bzw. Netzbetreiber gezahlt hat, besteht die Möglichkeit, diese Zahlungen zurück zu fordern.

Netzbetreiber verzichtet auf WP-Testat bei der Konzessionsabgabe

Erleichterung bei der Abgrenzung von Drittmengen

Vor kurzem hatten wir an dieser Stelle über die Aufforderung von Netzbetreibern berichtet, dass Unternehmen für die Abrechnung der Sonderkunden-Konzessionsabgabe sowohl für den Verbrauch von Dritten am Standort als auch für den selbstverbrauchten Strom WP-Testate vorlegen müssten (RGC berichtete).

Diese strikte Forderung nach WP-Testaten scheint nun teilweise gelockert zu werden. Wie in der Branche zu hören ist, gibt es Fälle, in denen der Netzbetreiber die Mengenmeldung in Form einer Eigenerklärung nach dem KWKG doch für die Berechnung der Konzessionsabgaben ausreichen lässt. Allerdings ist in diesem Zusammenhang die Frage noch nicht geklärt, ob die Abgrenzung der Drittmengen mit geeichten Zählern erfolgen muss oder nicht. In den hier bekannt gewordenen Fällen war jedenfalls die Abgrenzung mittels geeichter Zähler Voraussetzung für die Anerkennung der Eigenerklärung über Drittmengen.

Hintergrund dieser Problematik ist offenbar das Energiesammelgesetz (EnSaG). Dieses hatte neue Kriterien für die Abgrenzung von Strommengen nach dem EEG festgelegt. Da die KAV durch das EnSaG nicht betroffen war, ist es nur folgerichtig, die Vorgaben des EnSaG nicht auf die KAV zu erstrecken.

Bitte beachten Sie aber, dass eine andere Problematik unverändert besteht: Kann an einem als Kundenanlage betriebener Standort, der in Mittelspannung angeschlossen ist, für Dritte überhaupt eine Tarifkunden-Konzessionsabgabe anfallen (RGC berichtete)? Denn die Diskussion über die Forderung von WP-Testaten war ursprünglich deshalb ausgelöst worden, weil Netzbetreiber für die nach KWKG und EEG gemeldeten Dritten die Differenz zwischen der Konzessionsabgabe für Sondervertragskunden (0,11 Cent/kWh) und Tarifkunden (zwischen 1,32 und 2,39 Cent/kWh) nachfordern. Da die Diskussion über diese Rechtsauffassung noch nicht beendet ist, sollten Letztverbraucher, die Zweifel an der Korrektheit der Forderung ihres Netzbetreibers haben, ihren Lieferanten frühzeitig anweisen, solche Nachforderungen nicht bzw. nicht vorbehaltlos zu bezahlen.

Zu den Fragen rund um das Thema Messen und Schätzen im Rahmen des EnSaG und des neuen Leitfadens der BNetzA bringen wir Sie in unserem Workshop am 28. November auf den aktuellen Stand. Weitere Einzelheiten finden Sie hier.

Drittmengenabgrenzung bei der Konzessionsabgabe

Netzbetreiber fordert Vorlage von WP-Testaten für Selbstverbrauch.

In den letzten Tagen haben zahlreiche Unternehmen in Baden-Württemberg von ihrem Netzbetreiber Aufforderungsschreiben im Zusammenhang mit der Höhe der Konzessionsabgabe erhalten. Darin fordert der Netzbetreiber sowohl für den Verbrauch von Dritten am Standort als auch für den selbstverbrauchten Strom die Vorlage von WP-Testaten und droht mit der Nachberechnung von Tarifkunden-Konzessionsabgabe für die gesamten Strommengen, wenn das Testat nicht fristgerecht vorgelegt wird. 
Offenbar wendet dieser Netzbetreiber die Kriterien für die Abgrenzung von Drittmengen nach dem Energiesammelgesetz (EnSaG) an. Dieses hatte neue Kriterien für die Abgrenzung von Strommengen festgelegt, die an dritte Unternehmen am gleichen Standort weitergeleitet werden. Die mit dem EnSaG eingeführte Definition von Drittmengen und deren Nachweis betrifft jedoch ausdrücklich nur das EEG. Die Konzessionsabgabenverordnung (KAV) wurde durch das EnSaG nicht geändert. Daher gibt es auch keine Änderung bei der Bestimmung von Drittmengen bzw. bei den Nachweispflichten für Drittmengen nach der KAV. Deshalb entbehrt die Forderung eines WP-Testats für selbstverbrauchte Strommengen aus unserer Sicht einer rechtlichen Grundlage.
Abgesehen davon dürfte für die selbstverbrauchten Mengen der allermeisten angeschriebenen Letztverbraucher die Tarifkundenkonzessionsabgabe ohnehin nicht in Betracht kommen, da diese in der Regel an das Mittelspannungsnetz angeschlossen sind.   
Hinsichtlich der weiteren Forderung des v.g. Schreibens, mittels eines WP-Testats nachzuweisen, dass die an Dritte weitergeleitete Strommenge die Voraussetzungen der Konzessionsabgabe für Sonderkunden erfüllt, ist dieses Vorgehen ebenfalls rechtlich zweifelhaft. Auch andere Netzbetreiber hatten für Drittmengen bereits im 1. Quartal dieses Jahres WP-Testate als Nachweise gefordert (RGC berichtete). Denn im Rahmen dieser Forderung ist zu beachten, dass ein als Kundenanlage betriebenes Werksnetz kein Netz im (energie-)rechtlichen Sinne und damit in der Regel nicht Grundlage der Konzession des Netzbetreibers ist.
  
Die pauschale Anwendung der nach EnSaG ermittelten und gemeldeten Drittmengen auf andere Tatbestände wie die Konzessionsabgabe ist nicht ohne weiteres möglich. Letztverbraucher müssen daher besonderes Augenmerk auf ihre Stromrechnungen legen, wenn sie ihren Strom im Rahmen einer all-inklusive-Belieferung beziehen. Der Lieferant wird Nachforderungen des Netzbetreibers ungeprüft mit der Stromabrechnung weitergeben, so dass die Gefahr besteht, dass ungerechtfertigte Nachforderungen der Netzbetreiber vorbehaltlos bezahlt werden. Betroffene Letztverbraucher, die Zweifel an der Korrektheit der Forderung ihres Netzbetreibers haben, sollten daher ihren Lieferanten frühzeitig anweisen, solche Nachforderungen nicht zu bezahlen bzw. ihre Stromrechnungen genau prüfen und sich ggf. rechtlich beraten lassen.

BNetzA verlangt zusätzliche Bestätigung zur Berechnungsweise bei der 7.000 Std.-Regelung

Letztverbraucher, die ein individuelles Netzentgelt gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV in Anspruch nehmen, sollten kurzfristig prüfen, ob Handlungsbedarf besteht.

Aktuell findet sich auf der Internetseite der Beschlusskammer 4 der BNetzA ein Hinweis, der alle Letztverbraucher betrifft, die ein individuelles Netzentgelt gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV (sog. 7.000-Std.-Regelung) neu anzeigen oder bereits praktizieren. Es geht um die korrekte Kalkulation der Betriebskosten im physikalischen Pfad. 

Offenbar war bisher umstritten, wie mit Kosten der vorgelagerten Netzebene und Kosten für vermiedene Netzentgelte bei der Kalkulation der Betriebskosten zur Ermittlung des individuellen Entgelts umzugehen ist. Die Bundesnetzagentur und die Landesregulierungsbehörden haben aus diesem Grund ein Gemeinsames Positionspapier der Landesregulierungsbehörden und der Bundesnetzagentur zur Betriebskostenkalkulation im physikalischen Pfad nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV abgestimmt und veröffentlicht, das diejenigen Vorgaben enthält, die aus Sicht der Behörden für eine korrekte Berechnung erforderlich sind. 

Nun hat die BNetzA hinsichtlich der am 30. September 2019 auslaufenden Frist für die Neuanzeige eines individuellen Netzentgelts für die 7.000-Std.-Regelung das Anzeige-Formular geändert und einen Hinweis veröffentlicht. Danach müssen Letztverbraucher, die ein individuelles Netzentgelt der 7.000-Std-Regelung nach § 19 Abs. 2 S. 2-4 StromNEV neu anzeigen, das aktuelle Formular verwenden und erklären, dass bei der Berechnung der Kosten des physikalischen Pfades die Vorgaben des Gemeinsamen Positionspapiers eingehalten wurden.

Aber nicht nur Letztverbraucher, die ein individuelles Netzentgelt neu anzeigen, sind von dem Hinweis betroffen. Die BNetzA empfiehlt jedem Letztverbraucher mit 7.000-Std.-Regelung zu überprüfen, ob auch bei den bereits laufenden Vereinbarungen die Vorgaben aus dem Positionspapier eingehalten werden. Sofern das nicht der Fall sei, müsse – so die Behörde – unverzüglich eine Neuanzeige der entsprechend angepassten Vereinbarung erfolgen.

Vor dem Hintergrund der aktuellen Rechtsprechung, wonach Letztverbraucher für die korrekte Anzeige der Netzentgeltvereinbarung und deren Änderungen verantwortlich sind (RGC berichtete), kann jedem Letztverbraucher, der ein individuelles Netzentgelt für die 7.000-Std.-Regelung vereinbart hat, nur dringend geraten werden, die Einhaltung der Kalkulationsvorgaben kurzfristig zu prüfen bzw. sich mit ihrem Netzbetreiber abzustimmen. Sollte eine Neuanzeige erforderlich sein, läuft die Frist hierfür bereits am 30. September 2019 ab. Für Vereinbarungen, die nicht den v. g. Vorgaben entsprechen und für die keine neue Anzeige erfolgt, droht eine Untersagung der gesamten Netzentgeltvereinbarung. Zwar sind die Vorgaben aus dem Positionspapier nicht rechtsverbindlich. Dennoch besteht das Risiko, den finanziellen Vorteil der 7.000-Std.-Regelung zu verlieren. Denn aus heutiger Sicht ist offen, wie ein Gericht eine Untersagung auf Grundlage des Positionspapiers bewerten würde.

Eigenerzeugungsanlage ist keine geeignete Erzeugungsanlage für individuelles Netzentgelt nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

OLG Düsseldorf bestätigt die ablehnende Entscheidung der BNetzA

Für die Vereinbarung eines individuellen Netzentgelts gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV (sog. 7.000-Std.-Regelung) ist u.a. die Berechnung auf Grundlage des physikalischen Pfades zu einer geeigneten Erzeugungsanlage notwendig. Einzelheiten regelt eine Festlegung der BNetzA (Az.: BK4-13-739), wonach u.a. auch solche Kraftwerke als geeignete Erzeugungsanlagen in Betracht kommen, die unabhängig von ihrer tatsächlichen Verfügbarkeit grundsätzlich in der Lage sind, mit ihrer installierten Leistung den Strombedarf des betroffenen Letztverbrauchers kontinuierlich abzudecken. 
In dem zugrunde liegenden Fall berechnete der Netzbetreiber den physikalischen Pfad zu einem Heizkraftwerk, welches lediglich den Überschussstrom, der nicht in einem Produktionsprozess am Standort verbraucht wurde, in das öffentliche Netz einspeiste. Dieser Überschuss reichte allerdings dauerhaft aus, rechnerisch den Bedarf des Letztverbrauchers abzudecken.  
Die BNetzA lehnte das Heizkraftwerk als geeignete Erzeugungsanlage ab und begründete dies damit, dass eine Erzeugungsanlage nur geeignet sei, wenn sie ihre elektrische Energie vollständig in ein Elektrizitätsversorgungsnetz nach § 3 Nr. 16 EnWG einspeise. Erzeugungsanlagen, die ihre elektrische Energie ganz oder teilweise auch unmittelbar in einen Produktionsprozess einspeisten, seien als Eigenerzeugungsanlagen anzusehen und könnten nicht zur Berechnung des physikalischen Pfads genutzt werden.
Das angerufene OLG Düsseldorf gab mit Beschluss vom 8. Mai 2019 (Az.: VI-3 Kart 497/18 (V)) der BNetzA Recht. Die Festlegung – so das OLG – sei nicht abschließend, der BNetzA stünde deshalb ein weiter Auslegungsspielraum zu. Der Berechnung eines individuellen Netzentgelts auf Basis des physikalischen Pfads läge der Gedanke zugrunde, dass der Letztverbraucher einen Beitrag zur Netzstabilität leiste. Ihm würden deshalb diejenigen Kosten erstattet, die er einsparen würde, wenn er sich unmittelbar über eine Direktleitung an eine in seiner Nähe befindliche Erzeugungsanlage anschließen lassen würde. Bei Eigenerzeugungsanlagen bestünde jedoch grundsätzlich die Möglichkeit, dass der Betreiber dieser Anlage den Strom für seine eigene Produktion benötigt und entscheidet, dass der erzeugte Strom nicht mehr dem Netz der allgemeinen Versorgung zur Verfügung stehen soll. Daher sei davon auszugehen, dass ein rational handelnder, stromintensiver Kunde aufgrund der damit verbundenen Risiken von einem Direktleitungsbau zu einer Eigenerzeugungsanlage absehen würde.
Das OLG urteilte deshalb, dass die BNetzA das Heizkraftwerk als Eigenerzeugungsanlage zu Recht als ungeeignet angesehen habe.  
In einem anderen Punkt allerdings gab das OLG dem Letztverbraucher Recht. Dieser hatte mit dem Netzbetreiber einen alternativen physikalischen Pfad vereinbart und bei der BNetzA unter der Bedingung angezeigt, dass die BNetzA den vorrangig kalkulierten physikalischen Pfad ablehne. 
Dieses Vorgehen hatte die BNetzA abgelehnt und darauf verwiesen, dass eine Netzentgeltvereinbarung nicht unter einer Bedingung wirksam angezeigt werden könne. Dem trat das OLG aber entgegen und befand, dass die formulierte Bedingung, nämlich die Ablehnung des vorrangig genannten physikalischen Pfades durch die BNetzA, eine taugliche Bedingung im Sinne des Vertragsrechts sein könne. Es sei nicht ersichtlich, warum individuelle Netzentgeltvereinbarungen generell bedingungsfeindlich sein sollten. Entgegen der Auffassung der Behörde verlange der Beibringungsgrundsatz im Anzeigeverfahren keine unbedingte Netzentgeltvereinbarung. Allerdings müsse der Letztverbraucher für beide angezeigten physikalischen Pfade die vollständigen erforderlichen Angaben und Unterlagen fristgerecht beibringen.
Diese Sichtweise des OLG ist erfreulich. Denn sie ermöglicht Letztverbrauchern eine alternative Vorgehensweise bei der Beantragung eines individuellen Netzentgelts.

Clearingstelle EEG/KWKG zum Einsatz von Mess- und Regelungssystemen für den Nachweis förderfähiger Einspeisemengen nach EEG, KWKG und MsbG

Clearingstelle EEG/KWKG veröffentlicht Votum zum Nachweis von Einspeisemengen und Nulleinspeisungen

In dem Votumsverfahren hatte die Clearingstelle EEG / KWKG zu klären, welche Mess- und Regelungstechnik der Betreiber von mehreren Stromerzeugungsanlagen (im Beispielsfall einer KWK-Anlage und einer Solaranlage) mit gemeinsamer Einspeisung ins öffentliche Netz vorhalten muss, um nachweisen zu können, welche Strommenge nach EEG und/oder KWKG förderfähig ist.

Für Betreiber mehrerer Stromerzeugungsanlagen, die unter unterschiedliche Förderregime fallen (z.B. KWKG und EEG) können insbesondere folgende Aussagen der Clearingstelle EEG / KWKG relevant sein:

Die Erfassung der Gesamteinspeisemengen mittels eines Einspeisezählers am Netzverknüpfungspunkt entspricht nach Auffassung der Clearingstelle beim Einsatz von (mehreren) Erzeugungsanlagen nur dann den Anforderungen des EEG, KWKG und MsbG, wenn mittels eines Mess- und Regelungssystems plausibel und nachvollziehbar nachgewiesen werden kann, welche Strommenge aus welcher Anlage (EEG-Anlage oder KWK-Anlage) förderfähig in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird.

Ein solcher Nachweis sei gegeben, wenn die Darlegung für den jeweiligen Einzelfall Folgendes enthält:

  • Herstellerunterlagen des Mess- und Regelungssystems einschließlich Angaben zur Messunsicherheit und zu den zeitlichen Intervallen, in denen Messwerte abgerufen, miteinander verrechnet und an das Steuersystem weitergegeben werden,
  • eine nachvollziehbare Beschreibung der Verschaltung sowie der zur Steuerung zugrundegelegten Rechenvorschriften sowie
  • eine Bescheinigung des Installateurs des Mess- und Regelungssystems, aus der hervorgeht
  • dass das System installiert und verschaltet wurde wie beschrieben,
  • dass die Steuerung mit den beschriebenen Rechenvorschriften im System hinterlegt wurde,
  • dass Veränderungen im System nur durch hinreichend geschützten Zugang möglich sind und
  • dass bei Inbetriebsetzung des Mess- und Regelungssystems ein erfolgreicher Funktionstest durchgeführt wurde.

Solange dieser Nachweis nicht gelinge, werde ein Förderanspruch jedenfalls nach dem KWKG nicht fällig. Eine Ersatzwertbildung sei aber – bei worst-case-Betrachtung – zulässig.

Für Nicht-Verfahrensparteien ist das Votum der Clearingstelle EEG / KWKG unverbindlich. Es hat gleichwohl Aussagekraft.

BNetzA schränkt den Kundenanlagenstatus weiter ein – Ist bald jedes Mehrfamilienhaus ein Versorgungsnetz?

In ihrer Entscheidung vom 07.02.2019 (BK6-18-040)  hat sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) erneut damit befasst, unter welchen Voraussetzungen Energieanlagen (noch) als Kundenanlage (§ 3 Nr. 24a EnWG) einzustufen sind und wann sie bereits als reguliertes Versorgungsnetz gelten. Dabei hat sie den Anwendungsbereich für Kundenanlagen gegenüber ihrer bisherigen und durchaus restriktiven Praxis noch einmal deutlich eingeschränkt (vgl. zur bisherigen Regulierungs- und Gerichtspraxis u.a. unsere Beiträge vom 26.02.2019  und 09.05.2018).

Gegenstand der aktuellen Bewertung war ein Neubaugebiet mit insgesamt 11 Gebäuden (Mehrfamilienhäuser und Seniorenpflegeheim mit insgesamt 143 Wohneinheiten und 50 Pflegezimmern). Das Baugebiet umfasst eine Fläche von etwas mehr als 15.000 qm (ca. 1,5 Fußballfelder). Über die Energieanlagen zur Stromversorgung des Neubaugebiets soll eine Energiemenge von ca. 450.000 kWh/Jahr verteilt werden. 
Bei der Frage, ob die Versorgungsinfrastruktur als (regulierungsfreie) Kundenanlage oder als (der Regulierung unterliegendes) Netz einzustufen ist, kommt es in § 3 Nr. 24a EnWG u.a. darauf an, ob sie als wettbewerbsrelevant einzustufen ist oder nicht. Hierfür werden im Rahmen einer Gesamtbetrachtung u.a. die Anzahl der Letztverbraucher, die Menge des durchgeleiteten Stroms sowie die Ausdehnung des Gebiets herangezogen. 
Mit der nun vorliegenden Entscheidung hat die BNetzA bereits bei einer Anzahl von 143 Letztverbrauchern, einer durchgeleiteten Energiemenge von 450.000 kWh/Jahr (!) und einer geografischen Ausdehnung über ca. 1,5 Fußballfeldern (!) eine Wettbewerbsrelevanz bejaht und den Kundenanlagenstatus für die Infrastruktur abgelehnt. Sie ist demnach als der Regulierung unterliegendes Energieversorgungsnetz zu betreiben. 
Auch wenn Energieanlagen immer einzelfallabhängig zu bewerten sind, ist zu erwarten, dass diese Schwellenwerte nunmehr bis auf weiteres von den Regulierungsbehörden bei der Kundenanlagenbewertung herangezogen werden. Ausgenommen von dieser Wettbewerbsbetrachtung sind lediglich die Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung (§ 3 Nr. 24b EnWG) mit über 90% (konzern-) eigener Versorgung. Offen ist weiterhin die Frage, ob der Zweck der Energieversorgung (Haushaltskundenversorgung vs. Industriekundenversorgung) die Heranziehung abweichender Schwellenwerte rechtfertigt. 
Würde man die von der BNetzA in dieser Entscheidung zugrunde gelegten Schwellenwerte allgemein übertragen, erhöhte sich die Anzahl regulierungspflichtiger Netze in Deutschland massiv. Nahezu jeder Gewerbe- und Industriepark dürfte die Schwellenwerte deutlich überschreiten. Auch größere Mehrfamilienhäuser, Kleingartenvereine, Campingplätze etc. unterlägen den Netzbetreiberpflichten. 
Besonderes Schmankerl: Da sie mutmaßlich nicht über die Voraussetzungen eines geschlossenen Verteilernetzes nach § 110 EnWG verfügen (oder zumindest keinen entsprechenden Antrag gestellt haben), unterliegen sie den vollen Regulierungspflichten eines Netzbetreibers der allgemeinen Versorgung (Teilnahme an der Anreizregulierung, Einhaltung spezieller technischer Vorgaben, Marktkommunikation etc.). Ein Betrieb ohne Netzbetriebsgenehmigung stellt zudem eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einer Geldbuße von bis zu 100.000 Euro geahndet werden kann. 
Hoffnungsschimmer: Ein verbleibender Hoffnungsschimmer ist, dass derzeit drei obergerichtliche Verfahren, in denen es um die Abgrenzung der Kundenanlage vom Versorgungsnetz geht, beim BGH anhängig sind. Die höchstrichterliche Entscheidung steht also noch aus. 
Mit der aktuellen Rechtsprechung und Behördenpraxis sowie den praktischen Handlungsoptionen für Betreiber entsprechender Infrastrukturen befassen wir uns am 06.11.2019 in unserem Praxisworkshop „Kundenanlagen im Visier der Rechtsprechung“ , zu dem wir Sie herzlich einladen.