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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.

BGH verhindert Anstieg der Netzentgelte

Keine höhere Rendite für Netzbetreiber

Der Höhe des von Netzbetreibern geforderten Netzentgelts liegt eine sog. Erlösobergrenze zugrunde. Diese wird für jeden Netzbetreiber von den Regulierungsbehörden für jeweils eine Regulierungsperiode festgelegt und bestimmt, wie hoch die Erlöse des Netzbetreibers aus den Netznutzungsentgelten sein dürfen. Die Erlösobergrenze setzt sich aus verschiedenen tatsächlichen und kalkulatorischen Kostenpositionen zusammen. Ein Teil ist die Verzinsung, die jedem Netzbetreiber für das eingesetzte Eigenkapital für Neu- und Altanlagen zugestanden wird, die sog. Eigenkapitalverzinsung. Letztlich stellt sie die Rendite des Netzbetreibers dar.

Für die dritte Regulierungsperiode (Strom 2019 bis 2023 und Gas 2018 bis 2022) hatte die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Zinssätze erheblich gekürzt. Während in der zweiten Regulierungsperiode noch für Neuanlagen 9,05 % und für Altanlagen 7,14 % gewährt wurden, hatte die Behörde für die dritte Regulierungsperiode 6,91 % für Neuanlagen und 5,12 % für Altanlagen festgelegt. Hiergegen hatte es über 1.000 Beschwerden von Netzbetreibern an das OLG Düsseldorf gegeben. 

Das OLG Düsseldorf hatte die Festlegung der BNetzA aufgehoben und methodische Fehler bei der Bestimmung der Zinssätze bemängelt. Hiergegen hatte die BNetzA den BGH angerufen. Dieser hat seine Entscheidungen für den Strom- und Gasbereich am 9. Juli 2019 verkündet und die Beschlüsse des OLG Düsseldorf aufgehoben. Der BGH urteilte, dass die BNetzA bei der Zinsbestimmung einen Beurteilungsspielraum habe. Daher sei sie nicht verpflichtet gewesen, die gewählte Methode anhand der historischen Besonderheiten am Kapitalmarkt zu modifizieren. Nachdem der BGH die Entscheidungen des OLG Düsseldorf aufgehoben hat, sind die von der BNetzA festgelegten niedrigen Zinssätze wirksam und die Netzbetreiber müssen diese bei der Kalkulation der Netzentgelte berücksichtigen.

BGH zur Anzeigepflicht von Änderungen eines individuellen Netzentgelts

Änderungen einer bestehenden Vereinbarung bedürfen der neuen Anzeige

In einem kürzlich veröffentlichten Beschluss hat der BGH bestätigt, dass Änderungen eines individuellen Netzentgelts bei der zuständigen Behörde anzuzeigen sind und der Letztverbraucher für die fristgerechte Anzeige verantwortlich ist. Damit bestätigt er die Rechtsprechung des OLG Düsseldorf, welches ebenfalls hohe Anforderungen an die Verantwortung des Letztverbrauchers bei der Anzeige eines individuellen Netzentgelts gestellt hatte (RGC berichtete).

Hintergrund der BGH-Entscheidung war ein individuelles Netzentgelt gemäß § 19 Abs. 2 S. 2-4 StromNEV, der sog. 7.000-Std.-Regelung. Beim Abschluss einer entsprechenden Vereinbarung über das individuelle Netzentgelt waren der Letztverbraucher und der Netzbetreiber unterschiedlicher Auffassung über bestimmte Berechnungsparameter. Um die Anzeigefrist zum 30. September einhalten zu können, schloss der Letztverbraucher unter Vorbehalt die Vereinbarung mit dem Netzbetreiber ab und zeigte diese (unter Hinweis auf den Vorbehalt) der zuständigen BNetzA an. In der Folge stellte sich heraus, dass eine günstigere Berechnungsweise zugunsten des Letztverbrauchers möglich war und der Netzbetreiber legte ca. sechs Monate nach Ablauf der Anzeigefrist der Vereinbarung eine korrigierte Berechnung vor. Die BNetzA erkannte die korrigierte Berechnung jedoch nicht an und verwies auf die am 30. September des Vorjahres abgelaufene Frist für die Anzeige der individuellen Netzentgeltvereinbarung.

Das angerufene OLG Düsseldorf entschied, dass wegen der korrigierten Berechnungsweise eine wesentliche Veränderung gegenüber der ursprünglich angezeigten Vereinbarung eingetreten sei, die eine erneute Anzeige erforderlich gemacht habe. Der BGH bestätigte nun diese Sichtweise.

Nach Sinn und Zweck der Regelung über die Anzeige der Vereinbarung gemäß § 19 Abs. 2 S. 7 StromNEV bedürfe eine Änderung der angezeigten Vereinbarung ihrerseits der Anzeige, wenn sie wesentliche Abweichungen hinsichtlich der vereinbarten Rechtsfolgen vorsehe. Denn die Regulierungsbehörde könne ihre Befugnis zur Untersagung nicht rechtmäßiger Vereinbarungen nur dann ausüben, wenn ihr hierfür alle relevanten Informationen vorlägen. Daher bedürften alle Änderungen einer erneuten Anzeige, die das Ergebnis der behördlichen Überprüfung beeinflussen könnten (z B. wenn sie für die Berechnung oder die Höhe des Entgelts maßgeblich sein können). Unerheblich sei, wenn sich eine Änderung nicht auf technische Parameter beziehe, sondern nur auf Parameter der Berechnungsweise. Gegenstand der Anzeige sei nicht eine bestimmte Berechnungsmethode oder ein bestimmtes Entgelt, sondern die Vereinbarung selbst. Daher müsse stets eine neue Anzeige erfolgen, wenn Änderungen eintreten.

Für die fristgerechte Anzeige der Änderungen sei der Letztverbraucher verantwortlich. Dass er dabei der Mitwirkung des Netzbetreibers bedürfe, sei unerheblich. Es obliege dem Letztverbraucher zu prüfen, welche Informations- und Anzeigepflichten er im Zusammenhang mit der Anzeige einer individuellen Netzentgeltvereinbarung einhalten muss.

Die BGH-Entscheidung zeigt erneut, dass Letztverbraucher sowohl beim Abschluss von Vereinbarungen über ein individuelles Netzentgelt als auch bei späteren Änderungen besonders sorgfältig sein müssen. Ihnen obliegt sowohl die Pflicht zur Prüfung der Inhalte als auch die Verantwortlichkeit für eine richtige, vollständige und fristgerechte Anzeige.

EU: Winterpaket II in Kraft

Vier weitere Rechtsakte des sog. „Winterpakets“ der EU (u.a.: geänderte Vorgaben zum Elektrizitätsbinnenmarkt) sind in Kraft getreten.

Zum Hintergrund:
Am 30. November 2016 veröffentlichte die Europäische Kommission das sogenannte Winterpaket mit neuen klima- und energiepolitischen Zielen bis 2030. Nachdem der erste Teil dieses Winterpakets bereits Anfang Januar in Kraft treten konnte (RGC berichtete hier und hier), wurden weitere vier Rechtsakte am 14. Juni 2019 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht.
Dies betrifft konkret:
  • die Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt und
  • die Richtlinie (EU) 2019/944 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU,
  • die Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor und zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG und
  • die Verordnung (EU) 2019/942 zur Gründung einer Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Richtlinie soll die Rechte von Stromverbrauchern stärken. Alle Kundengruppen (Industrie, Gewerbe und Haushalte) sollen hierfür Zugang zu den Elektrizitätsmärkten erhalten und ihre flexible Kapazität ebenso wie ihre selbst erzeugte Elektrizität vermarkten können. Insbesondere Stromverbraucher sollen unmittelbar am Markt teilnehmen können, insbesondere indem sie ihren Verbrauch den Marktsignalen anpassen und im Gegenzug in den Genuss von niedrigeren Strompreisen oder von Anreizzahlungen kommen. So müssen Stromversorger mit mehr als 200.000 Kunden künftig flexible Stromtarife anbieten. Das ist vor allem für die Letztverbraucher interessant, die einen intelligenten Stromzähler („Smart Meter“) nutzen. Sie können einen Tarif wählen, mit dem sie zu bestimmten Zeiten günstigeren Strom beziehen, und ihr Verbrauchsverhalten daran ausrichten, wenn der Strom am wenigsten kostet.
Die neue Strommarkt-Richtlinie enthält erstmals zudem auch grundlegende Regeln, die die Arbeit von unabhängigen Aggregatoren erleichtern. Das sind Anbieter, die Kapazitäten mehrerer – durchaus unterschiedlicher – Verbraucher (Industrie, Gewerbe und Haushalte) bündeln und am Markt anbieten.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Verordnung sieht unter anderem vor, dass die sogenannten Interkonnektoren stärker für den grenzüberschreitenden Stromhandel geöffnet werden. Laut der neuen Verordnung werden die dem Handel zur Verfügung gestellten Kapazitäten künftig schrittweise bis auf 70 Prozent steigen. Damit soll der EU-weite Stromhandel erhöht und somit unter anderem die Stromversorgung vergünstigt werden. Zudem werden die Anforderungen an die Mitgliedstaaten, wie mit internen Netzengpässen umzugehen ist, erhöht. Neu sind darüber hinaus europaweit verbindliche Anforderungen für Kapazitätsreserven und Kapazitätsmärkte. So wird etwa die Teilnahme von CO2-intensiven Kraftwerken an Kapazitätsmechanismen ausgeschlossen.

Energierechtliche Folgen bei gesellschaftlichen Umstrukturierungen nicht außer Acht lassen!

Bei der gesellschaftlichen Umstrukturierung von Unternehmen besteht (vielfach unerkannt) das Risiko des Verlusts von energierechtlichen Privilegierungen und der Verletzung von Melde-, Mess- und sonstigen Pflichten.

Gesellschaftliche Umstrukturierungen gehören in der deutschen Konzernlandschaft vielfach zum Alltag. Unternehmen oder Unternehmensteile werden gekauft und verkauft, ein- und ausgegliedert, umgewandelt oder aufgespalten. Hierbei wird im Vorhinein regelmäßig die gesellschaftsrechtliche und steuerliche Situation bewertet, vielleicht noch der Übergang von Patenten und Markenrechten oder arbeitsrechtliche Fragen. Eine Prüfung der energierechtlichen Folgen einer Umstrukturierung wird jedoch vielfach unterlassen. Dabei kann die Änderung der Rechtspersönlichkeit eines energierechtlichen Akteurs weitreichende negative wirtschaftliche Konsequenzen haben, die in manchen Konstellationen sogar die sonstigen, z.B. steuerlichen Vorteile übersteigen.

So können gesellschaftliche Umstrukturierungen regelmäßig den Wegfall von energierechtlichen Privilegien nach sich ziehen, neue Mess- und Meldepflichten auslösen sowie Regulierungspflichten begründen. Gefahr besteht insbesondere für den Fortbestand von Privilegierungen bei der EEG-Umlage (Eigenversorgung, Besondere Ausgleichsregelung), KWK-Umlage, Sonderformen der Netznutzung (z.B. Atypik, 7000-Std.-Regelung), Energie- und Stromsteuern (z.B. § 9b oder 10 StromStG). 

Genießt ein Unternehmen beispielsweise eine EEG-Umlagen-Befreiung für den in der Eigenerzeugungsanlage selbst erzeugten und selbst verbrauchten Strom, entfällt diese Befreiung bei einer Verschmelzung, denn mit Untergang der eigenen Rechtspersönlichkeit des ursprünglichen Betreibers verliert die Eigenerzeugungsanlage ihren Bestandsschutz. Für den in der (übergegangenen) Eigenerzeugungsanlage erzeugten Strom kann die Muttergesellschaft allenfalls noch eine EEG-Umlagen-Reduzierung auf 40 % realisieren. Die „normalen“ Regelungen zur Rechtsnachfolge helfen an dieser Stelle nicht weiter. Ähnlich gravierende Auswirkungen können gesellschaftliche Änderungen auch für weitere Privilegierungen haben, wie z.B. nach der Besonderen Ausgleichsregelung, im Energie- oder Stromsteuerrecht oder für die Reduzierung von Netzentgelten.

Wird ein Unternehmensteil ausgegliedert, so können die Konsequenzen ähnlich ungünstig sein. Der ausgegliederte Unternehmensteil nimmt nach energierechtlichen Maßstäben den Status eines „Dritten“ ein. Auch die fortbestehende Zugehörigkeit zum Konzern ändert daran nichts. Damit können die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens generell nicht mehr in die Privilegierungstatbestände des Ausgangsunternehmens einbezogen werden. Sind beide Unternehmen in derselben Kundenanlage angesiedelt, sind zudem die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens mess- und eichrechtskonform, wenn eine Privilegierung für die Eigenversorgung in Rede steht, ggf. sogar viertelstundenscharf abzugrenzen. Bei fehlender oder fehlerhafter Abgrenzung kann die gesamte Privilegierung entfallen. Dies gilt auch bei unentgeltlicher Weitergabe von Strom. Zudem begründet die Stromweitergabe an das andere Unternehmen eine Reihe von energierechtlichen Meldepflichten, z.B. nach dem EEG, der Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV) etc.

Sind Umstrukturierungen des Unternehmens oder des Konzerns geplant, ist daher eine gesellschafts- und steuerrechtliche Analyse regelmäßig nicht ausreichend. Vielmehr ist dringend zu empfehlen, sich bereits im Vorfeld Gedanken über die energierechtlichen Auswirkungen der geplanten Maßnahmen zu machen und diese bei der wirtschaftlichen Bewertung und der gewählten Ausgestaltung zu berücksichtigen. Auf eine energierechtliche Begleitung von unternehmerischen Umgestaltungen sollte daher nicht verzichtet werden!

EEAG: Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden konsultiert

Die Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden verlängert. 

Beihilfeentscheidungen der Europäischen Kommission (EU-KOM) zum deutschen Energierecht beruhen insbesondere auf den sog. Leitlinien für europäische Energie- und Umweltbeihilfen (im Original: Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014 – 2020, kurz EEAG).
Die EU-KOM hat angekündigt, diese Leitlinien für zwei Jahre bis 2022 zu verlängern. Bis dahin sollen ergebnisoffene Konsultationen im Rahmen des sog. „Fitness-Checks“ des europäischen Beihilferechts erfolgen.
Von besonderem Interesse für energieintensive Unternehmen:
Die EU-KOM fragt gerade alle Betroffenen danach, ob in diesem Bereich eine „Überregulierung“ aus Europa erfolgt und denkt zudem darüber nach in bestimmten Fällen „Grundsatz-Ausnahmen“ (sog. General Block Exemption Regulation, kurz GBER) vom Beihilferecht zu genehmigen. Hierzu läuft derzeit eine Sonderkonsultation.
Interessierte können bis zum 10. Juli 2019 Stellung nehmen. Auf der Internetseite der EU-KOM finden Sie einen Überblick über die laufenden Konsultationen als auch Details und den Fragebogen zur allgemeinen Konsultation sowie zur Sonderumfrage zu den EEAG.

Neue Spielregeln bei der Bestimmung der Netzebene?

Gehören Anschlussleitungen zum Netzanschluss oder zum Netz?

Mit der Änderung von § 19 Abs. 3 StromNEV, die am 22. März 2019 wirksam wurde, hat der Verordnungsgeber das singuläre Netzentgelt für Spannungsebenen unterhalb Mittelspannung abgeschafft (RGC berichtete). Fragen wirft jedoch die Begründung der Verordnungsänderung auf (BT Drs. 13/19). Darin hält der Verordnungsgeber das Sonderentgelt nach § 19 Abs. 3 StromNEV für überflüssig, „soweit ein singulär genutztes Betriebsmittel ein Netzanschluss an die vorgelagerte Netzebene ist“.

Ausweislich der Verordnungsbegründung sei der Netzanschluss regulatorisch von dem Verteilernetz zu unterscheiden. Der Netzanschluss verbinde eine elektrische Anlage des Kunden mit dem örtlichen Verteilernetz. Der Netzanschluss werde nach § 6 NAV zwar vom Netzbetreiber hergestellt, sei aber nicht Bestandteil des Verteilernetzes, solange der Netzanschluss allein die Kundenanlage eines Anschlussnehmers mit dem Verteilernetz verbinde. Konsequenterweise geht der Verordnungsgeber deshalb davon aus, dass Netzentgelte der vorgelagerten Netzebene vereinbart werden könnten, wenn ein Betriebsmittel (die Anschlussleitung) singulär dem Anschluss einer Kundenanlage an eine dem Niederspannungsnetz vorgelagerte Netzebene diene und dieses Betriebsmittel als Netzanschluss errichtet und finanziert worden sei. Den „Umweg“ über § 19 Abs. 3 StromNEV bedürfte es in dieser Konstellation nicht.

Soweit ersichtlich haben Netzbetreiber – bis auf wenige Ausnahmen – bisher flächendeckend die Netzebene vom Netzanschlusspunkt abhängig gemacht und diesen Punkt wiederum anhand der Eigentumsgrenze bestimmt. Anders gewendet, war entscheidend, in wessen Eigentum die jeweiligen elektrischen Anlagen standen. Entsprechende Regelungen enthalten die meisten Netzanschlussverträge. Dies führte dann oft zu unbefriedigenden Ergebnissen, wenn der Letztverbraucher z.B. den Bau einer Anschlussleitung bis zur Ortsnetzstation oder zu einem Umspannwerk finanzierte, diese dann aber in das Eigentum des Netzbetreibers überging, der die Leitung seinem Netz zurechnete. Die Eigentumsgrenze verblieb dann quasi am Werkstor mit der Folge, dass weiterhin das Netzentgelt für die Netzebene anfiel, in der am Werkstor der Strom übergeben wurde.

Diese vielfach geübte Praxis der Netzbetreiber steht im Widerspruch zur Betrachtungsweise des Verordnungsgebers, wonach (singulär genutzte und finanzierte) Anschlussleitungen als Teil des Netzanschlusses und nicht des Verteilnetzes angesehen werden. Daher steht die Frage im Raum, ob Netzbetreiber weiterhin die Anschlussnetzebene schlicht anhand der Eigentumsgrenze bestimmen dürfen.

Hieran bestehen erhebliche Zweifel, weil es in der Verordnungsbegründung heißt, dass lediglich klargestellt werde, was seit Inkrafttreten der NAV gegolten habe. Dies unterstellt, hätten zahlreiche Letztverbraucher seit 2006 zu hohe Netzentgelte entrichtet, weil ihre Netzanschlüsse der falschen Netzebene zugeordnet wurden.

Netzbetreiber stützen sich demgegenüber darauf, dass der Netzanschluss Teil des Netzes sei. Aus der Kostentragung für die Herstellung des Netzanschlusses könnten – so die Auffassung der Netzbetreiber – keine Schlüsse über dessen regulatorische Einordnung gezogen werden.

Vor dem Hintergrund der üblichen Praxis von Netzbetreibern, größeren Stromverbrauchern in der Regel einen Netzanschluss nur über eine gesonderte und vom Anschlussnehmer finanzierte Anschlussleitung an die Ortsnetzstation oder das Umspannwerk zu gewähren, stellt die vom Verordnungsgeber beschriebene Einordnung der Netzanschlussebene jedoch eine gerechte Lösung dar. Denn die Kosten für die Errichtung, Unterhaltung und den Ausbau des Netzes werden über die Netznutzungsentgelte finanziert; individuelle Netzanschlüsse sind aber gerade kein Bestandteil des Netzes. Demnach ist der Netznutzer konsequenterweise nicht mit den Netznutzungsentgelten dieser Netzebene zu belasten.

Klarheit in dieser umstrittenen Frage wird aber letztlich wohl nur der Gesetzgeber oder eine obergerichtliche Entscheidung bringen können.