Aktuelles

Mit seinem kürzlich veröffentlichten Fallbericht zum Braunkohlekraftwerk Lippendorf (Az. B8-83/25) hat das Bundeskartellamt eine Entscheidung zu einem Aspekt des Zusammenspiels von Kartellrecht und Nachhaltigkeit getroffen. Im Fall standen sich Wettbewerb, Nachhaltigkeit und Klimaschutz scheinbar widersprüchlich gegenüber. Das Bundeskartellamt legte einen rein wettbewerblich geprägten Prüfungsmaßstab an:

Die tschechische EP-Gruppe (LEAG) übernahm von der EnBW einen 875 MW-Block („Block S“) des Kraftwerks Lippendorf in Sachsen, der mit Braunkohle befeuert wird. Der Kraftwerksblock muss nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz bis Ende 2035 stillgelegt werden. Die übernehmende EP-Gruppe ist der zweitgrößte, EnBW der drittgrößte konventionelle Stromerzeuger in Deutschland. Die EP-Gruppe betreibt darüber hinaus den nahegelegenen Braunkohletagebau „Vereinigtes Schleenhain“.

EnBW hatte Braunkohle von der EP-Gruppe auf Basis eines Braunkohleliefervertrags bezogen und die Kosten der Braunkohlelieferung in ihrer Kraftwerkseinsatzentscheidung berücksichtigt. Dies hatte den Einsatz des Kraftwerksblocks durch EnBW vergleichsweise teuer gemacht.

Durch die Übertragung des Blocks S von EnBW an die EP-Gruppe kann Block S nunmehr innerhalb der EP-Gruppe mit Braunkohle versorgt werden, was zu niedrigeren Einsatzkosten und damit häufigeren Einsätzen des Braunkohlekraftwerks durch die EP-Gruppe führt. Das Bundeskartellamt bewertet den Umstand des häufigeren Kraftwerkseinsatzes rein wettbewerblich: Der fusionsbedingt häufigere Einsatz des Blocks wirke sich auf den Stromerstabsatzmarkt preissenkend und wettbewerbsbelebend aus. Dass damit bis zur Stilllegung des Kraftwerksblocks Ende 2035 mehr Braunkohle in Kraftwerksblock S verfeuert und CO2 freigesetzt wird, spielte, jedenfalls im Fallbericht, keine Rolle. Dies mag auch mit dem EU-Emissionshandel zu erklären sein, der zur Folge hat, dass in der Bilanz nicht zwingend mehr CO2 emittiert wird, auch wenn der spezifische Kraftwerksblock häufiger eingesetzt wird. Jedenfalls aber hat das Bundeskartellamt in der Entscheidung zum Kraftwerk Lippendorf den wettbewerbsrechtlichen SIEC-Test nicht wegen gegenläufiger Nachhaltigkeits- oder Klimaschutzaspekte modifiziert.    

Wir freuen uns sehr, dass wir auch in diesem Jahr vom Handelsblatt in die Liste „Deutschlands beste Kanzleien 2025“ aufgenommen wurden (Handelsblatt-Ausgabe vom Donnerstag, 25. September) und vom Branchenmagazin BestLawyers in den Kategorien Energy Law, Regulatory Law, Competition / Antitrust Law, Public Law, Environmental Law und Corporate Governance and Compliance Practice gelistet werden.

Das BMWE hat am 15. September den Monitoringbericht zur Energiewende veröffentlicht. Der Bericht zum Start der 21. Legislaturperiode stammt aus der Feder des energiewirtschaftlichen Instituts an der Uni Köln (ewi) und der BET Consulting und hat es sich zur Aufgabe gemacht, die künftige Entwicklung des Strombedarfs, den Stand der Versorgungssicherheit, den Netzausbau, den Ausbau erneuerbarer Energien, die Digitalisierung und den Wasserstoffhochlauf unter den Gesichtspunkten Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz sowie Versorgungssicherheit zu bewerten. Im Wesentlichen kommt der Bericht zu den folgenden Ergebnissen:

• Für 2030 wird ein Strombedarfskorridor von 600-700 TWh prognostiziert. Die konkrete Höhe ist u.a. abhängig von der Geschwindigkeit des Ausbaus der E-Mobilität sowie von Elektrolysekapazitäten zur Herstellung von grünem Wasserstoff.
• Die Zielerreichung beim Ausbau der erneuerbaren Energien wird ambivalent beurteilt: Den Zubau von PV sieht der Bericht auf dem richtigen Kurs, während für die Bereiche Onshore- sowie Offshore Windenergie eine Verzögerung prognostiziert wird.
• Der erwartete Ausbau der landseitigen Übertragungsnetze ist zur Erreichung der Ausbauziele für erneuerbare Energien grundsätzlich ausreichend. Gleichzeitig sind die Novellierung des Bundesbedarfsplangesetzes auf Grundlage der Maßnahmen des Netzentwicklungsplans 2037/2045 sowie die zügige Umsetzung der RED III Richtlinie in nationales Recht Bedingungen zur Gewährleistung der erforderlichen Rahmenbedingungen.
• Der Bericht identifiziert einen stark steigenden jährlichen Investitionsbedarf im Rahmen des Verteilernetzausbaus, der sich bis 2045 verdoppeln wird. Gleichzeitig sieht die Studie mögliche Einsparpotenziale durch räumliche Koordination des Ausbaus, die optimierte Auslastung an Netzverknüpfungspunkten sowie durch die Kombination von markt- und netzdienlichen Anreizen für Flexibilitäten.
• Wasserstoff wird als zentraler Baustein der Energiewende identifiziert. Dem stehen aber derzeit hohe Bereitstellungskosten für erneuerbaren Wasserstoff gegenüber. Der Bericht geht daher von einem erheblichen Importanteil aus und sieht insgesamt Unsicherheiten im Hinblick auf die Entwicklung der Nachfrage.
• Der Ausbau gesicherter Leistung ist für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit essenziell und zwar unabhängig von dem tatsächlichen Strombedarf. Flexibilitäten, die Optimierung des Netzausbaus sowie die Bereitstellung ausreichender Reservekapazitäten sind notwendig.
• Der Smart Meter Rollout beschleunigt sich, sodass die gesetzlichen Ziele für 2025 und der Pflichtrollout für das Jahr 2032 erreichbar sind. Der Bericht sieht aber ungenutzte Potenziale hinsichtlich der Nutzbarkeit von Smart Metern: IT-Prozesse, Schnittstellen und Standardisierungen sind noch nicht hinreichend entwickelt.

Auf Grundlage des Monitoringberichts hat das BMWE die aktuelle energiepolitische Situation analysiert und fordert eine Neuausrichtung der Energiepolitik:

• Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist demnach bisher zu stark ergebnisorientiert. Die Volatilität der erneuerbaren Energien zieht Systemkosten nach sich, die von Verbrauchern und Unternehmen getragen werden müssen. Zukünftig soll der Ausbau daher auf Grundlage des tatsächlichen Strombedarfs erfolgen und an realen Daten sowie der Nachfrageentwicklung orientiert werden, um diese Kosten zu senken.
• Differenzierte Finanzierungsmodelle – z.B. zweiseitige „Contracts for Differences“ und „Clawback Mechanismen“ sollen die fixe Einspeisevergütung und die Vergütung bei negativen Strompreisen vollständig ersetzen.
• Netzausbau, der Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Ausbau dezentraler Flexibilitäten sollen synchron erfolgen und räumlich gesteuert werden, sodass der Zubau insgesamt netzfreundlich gestaltet wird.
• Konzeptionell soll eine deutliche Hinwendung in Richtung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts erfolgen, indem insbesondere Ausschreibungen für Gaskraftwerke mit der Umstellungsperspektive auf Wasserstoff priorisiert werden sollen, um die Versorgungssicherheit zukünftig zu gewährleisten.
• Digitalisierung und Flexibilitätsoptionen sollen ausgebaut werden, um den Stromverbrauch künftig besser steuern zu können und das System effizienter zu machen.
• Das gegenwärtige Förderregime des EEG wird als künstlicher Eingriff in die Strompreisbildung kritisiert, weshalb alle Fördermaßnahmen und Subventionen auf ihren volkswirtschaftlichen Nutzen hin geprüft und auf das notwendige Maß beschränkt werden sollen. Die Strompreise sollen sich künftig stärker an Marktmechanismen orientieren.

Die durch das BMWE geforderte Neuausrichtung der Energiepolitik bedeutet für die Zukunft weitere gesetzgeberische Maßnahmen und dürfte nicht ohne Widerstände aus der Branche zu realisieren sein.

Das alles ist noch nicht abgebildet in den aktuellen Gesetzentwürfen, die sich bereits im Gesetzgebungsverfahren befinden. Hier hat der Bundestag unter anderem am 11. September 2025 erstmals über den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften (BT-Drs. 21/1497) beraten. Das Gesetz soll das nationale Energierecht an europäische Vorgaben zum Verbraucherschutz anpassen und den Smart-Meter-Rollout verfestigen. Die zweite und dritte Lesung sind aktuell für den 6. November 2025 vorgesehen. Daneben sind zahlreiche weitere Gesetzesvorhaben angekündigt. Das Ministerium fordert klare Leitplanken anstatt Detailsteuerung – hier bleibt abzuwarten, wie die Neuausrichtung praktisch umgesetzt werden kann.

Wir freuen uns sehr, dass unsere Kollegen Christoph Sieberg und Stefan Tüngler in die Liste der renommiertesten Anwälte für Energierecht der WirtschaftsWoche aufgenommen wurden. Die vollständige Liste finden Sie in Ausgabe Nr. 32/2025, S. 85. Herzlichen Glückwunsch auch an alle anderen gelisteten Kolleginnen und Kollegen!

Was sich bereits in der mündlichen Verhandlung vom 27. Mai 2025 abgezeichnet hat (siehe hierzu unseren Beitrag aus Mai 2025), steht nunmehr aufgrund der Entscheidung des BGH vom 15. Juli 2025 (EnVR 1/24) fest:

• Netzbetreiber sind berechtigt, auch für rein netzgekoppelte Batteriespeicher einen nach dem Leistungspreismodell ermittelten Baukostenzuschuss (BKZ) zu erheben. Entgegen der Auffassung der Vorinstanz (OLG Düsseldorf, Beschluss vom 20. Dezember 2023, VI-3 Kart 183/23) ist die Erhebung eines BKZ insbesondere nicht i.S.d. § 17 Abs. 1 Satz 1 EnWG diskriminierend.

Zum Hintergrund der Entscheidung

Der BGH hatte in einem für die Branche der Batteriespeicher wegweisenden Verfahren darüber zu befinden, ob Netzbetreiber beim Anschluss netzgekoppelter Batteriespeicher weiterhin BKZ verlangen dürfen und ob hierbei das sog. Leistungspreismodell zur Anwendung gelangen darf. Das Leistungspreismodell hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) in ihrem Positionspapier aus dem Jahr 2009 (BK6p-06-003) vorgegeben und im November 2024 geringfügig weiterentwickelt.

Im vom BGH nunmehr entschiedenen Sachverhalt begehrte der Speicherbetreiber für einen netzgekoppelten Batteriespeicher 2021 den Anschluss an das örtliche Elektrizitätsverteilernetz. Der Anschlussnetzbetreiber wies dem Speicherbetreiber einen Netzverknüpfungspunkt in der Mittelspannung zu und forderte in diesem Zusammenhang die Zahlung eines BKZ. Diesen berechnete der Netzbetreiber auf Basis des Leistungspreismodells nach Maßgabe des BNetzA-Positionspapiers 2009.

Der Speicherbetreiber hielt die Erhebung des BKZ auf der Grundlage des (unveränderten) Leistungspreismodells für diskriminierend und sah hierin einen Verstoß gegen § 17 Abs. 1 S. 1 EnWG. Er wandte sich daher im Wege eines Missbrauchsverfahrens an die BNetzA und beantragte, dem Netzbetreiber die Erhebung des BKZ zu untersagen. Die BNetzA lehnte diesen Antrag ab. Der Speicherbetreiber legte hiergegen Beschwerde zum OLG Düsseldorf ein. Das OLG Düsseldorf folgte der Argumentation des Speicherbetreibers weitgehend und sah eine ungerechtfertigte Gleichbehandlung zum Regelfall einer BKZ-Erhebung. Netzgekoppelte Batteriespeicher unterschieden sich grundlegend von sonstigen Letztverbrauchern. Das OLG Düsseldorf hob den Ablehnungsbeschluss der BNetzA auf und verpflichtete diese, erneut unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu entscheiden. Gegen diese Entscheidung hat die BNetzA Rechtsbeschwerde eingelegt. Mit seiner Entscheidung vom 15. Juli 2025 hat der BGH den Beschluss des OLG Düsseldorf nun aufgehoben und die Beschwerde des Speicherbetreibers zurückgewiesen.

Die Entscheidung des BGH

Nach der Entscheidung des BGH steht fest, dass Netzbetreiber berechtigt sind, auch für rein netzgekoppelte Batteriespeicher einen nach dem Leistungspreismodell ermittelten BKZ zu erheben. Die Erhebung des BKZ ist insbesondere nicht i.S.d. § 17 Abs. 1 Satz 1 EnWG diskriminierend.

• Zwar unterschieden sich Batteriespeicher von anderen Letztverbrauchern dadurch, dass sie den aus dem Verteilernetz entnommenen Strom nicht verbrauchen, sondern zeitversetzt wieder einspeisen. Der nach dem örtlichen Leistungspreis berechnete BKZ wirke bei Batteriespeichern stärker standortsteuernd als bei anderen Letztverbrauchern. Zudem könnten Batteriespeicher auch netzdienliche Wirkungen haben, weil sie bei (drohenden) Netzengpässen bedarfsgerecht Strom speicherten oder ins Netz einspeisen könnten.
• Die Gleichbehandlung von netzgekoppelten Batteriespeichern und anderen Letztverbrauchern sei jedoch nach dem Sinn und Zweck des BKZ gleichwohl objektiv gerechtfertigt. Dem anschlussverpflichteten Netzbetreiber komme insoweit ein Entscheidungsspielraum zu.
• Der BKZ nach dem Leistungspreismodell der BNetzA erfülle nach seinem Sinn und Zweck eine Lenkungs- und Steuerungsfunktion, weil der Anschluss umso teurer werde, je höher der Leistungsbedarf sei. Der Anschlussnehmer solle angehalten werden, den Netzanschluss seinem tatsächlichen Leistungsbedarf entsprechend zu beantragen, um eine Überdimensionierung des Verteilernetzes und damit einhergehende Netzausbaukosten, die alle Netznutzer tragen müssen, zu vermeiden.

Nach Auffassung des BGH stehen auch die Vorgaben der BNetzA nach Maßgabe des Positionspapiers 2009 mit dem Diskriminierungsverbot des § 17 Abs. 1 EnWG in Einklang. Die BNetzA habe davon ausgehen dürfen, dass die Erhebung des BKZ nach dem Leistungspreismodell trotz der festgestellten Unterschiede zwischen Batteriespeichern und anderen Letztverbrauchern in einem angemessenen Verhältnis zu den damit verfolgten Zielen stehe.

• Der BKZ nach dem Leistungspreismodell erfülle nach seinem Sinn und Zweck eine Lenkungs- und Steuerungsfunktion, weil der Anschluss umso teurer werde, je höher der Leistungsbedarf sei. Der Anschlussnehmer solle angehalten werden, den Netzanschluss seinem tatsächlichen Leistungsbedarf entsprechend zu beantragen, um eine Überdimensionierung des Verteilernetzes und damit einhergehende Netzausbaukosten, die alle Netznutzer tragen müssten, zu vermeiden. Der BKZ solle außerdem zur Finanzierung des Verteilernetzes beitragen. Beides gelte auch für netzgekoppelte Batteriespeicher, soweit sie das Netz durch Entnahmen nutzten. Der Netzanschluss sei wie bei anderen Letztverbrauchern der angefragten Entnahmekapazität entsprechend zu dimensionieren; die Einspeisefunktion habe darauf keinen Einfluss.
• Der Zweck des BKZ werde auch nicht dadurch in Frage gestellt, dass Batteriespeicher auch netzdienliche Wirkungen haben könnten. Die Ansiedlung von Batteriespeichern komme, selbst wenn sie das Gesamtnetz entlasten könnten, nicht stets dem lokalen Anschlussnetz zu Gute, für das der BKZ verlangt werde.
• Schließlich ergebe sich die Unzulässigkeit des BKZ für Batteriespeicher auch nicht aus einer Gesamtbetrachtung unionsrechtlicher Vorschriften im Zusammenhang mit der Energiespeicherung. Insbesondere die unionsrechtlichen Vorgaben der Richtlinie (EU) 2019/944 und der Verordnung (EU) 2019/943 enthielten in Bezug auf die Erhebung von BKZ bei Batteriespeichern nur rudimentäre Regelungen, denen insoweit nur die Qualität von „Zielbestimmungen“ zukomme. Aus diesem Grund sah der BGH auch keine Veranlassung für eine Vorlage an den EuGH.

Der Sache nach überträgt der BGH erwartungsgemäß seine jüngste Rechtsprechung, der zufolge die „Doppelrolle“ von Batteriespeichern (Erzeuger und Verbraucher) jeweils separat betrachtet werden muss (vgl. zuletzt BGH, Beschluss vom 26. November 2024, EnVR 17/22). Die Folgen dieser Entscheidung sind für Netz- und Batteriespeicherbetreiber gleichermaßen bedeutsam. Obgleich die Entscheidung insbesondere für Batteriespeicherbetreiber enttäuschend sein dürfte, schafft sie in der Sache für alle Beteiligten ein höheres Maß an Rechtsklarheit. Ob der Gesetzgeber sich nunmehr berufen fühlt, die Integration netzgekoppelter Batteriespeicher in das deutsche Energieversorgungssystem durch eine Anpassung des geltenden Rechts stärker zu fördern, bleibt abzuwarten. Die BNetzA hat bereits angekündigt, sich den Fragestellungen in dem Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) zu widmen.

Am 27. Mai 2025 hat der BGH in einem für die Branche der Batteriespeicher wegweisenden Verfahren (EnVR 1/24) darüber verhandelt, ob Netzbetreiber beim Anschluss netzgekoppelter Batteriespeicher weiterhin Baukostenzuschüsse (BKZ) verlangen dürfen und ob hierbei das sog. Leistungspreismodell zur Anwendung gelangen darf. Das Leistungspreismodell hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) in ihrem Positionspapier aus dem Jahr 2009 (BK6p-06-003) vorgegeben. Im November 2024 hat die BNetzA dieses Positionspapier geringfügig weiterentwickelt.

Im vom BGH zu entscheidenden Sachverhalt begehrte der Speicherbetreiber für einen netzgekoppelten Batteriespeicher 2021den Anschluss an das örtliche Elektrizitätsverteilernetz. Der Anschlussnetzbetreiber wies dem Speicherbetreiber einen Netzverknüpfungspunkt in der Mittelspannung zu und forderte in diesem Zusammenhang die Zahlung eines BKZ. Diesen berechnete der Netzbetreiber auf Basis des Leistungspreismodells nach Maßgabe des BNetzA-Positionspapiers aus dem Jahr 2009.

Der Speicherbetreiber hält die Erhebung des BKZ auf der Grundlage des (unveränderten) Leistungspreismodells für diskriminierend und sieht einen Verstoß gegen § 17 Abs. 1 S. 1 EnWG. Er wandte sich daher im Wege eines Missbrauchsverfahrens an die BNetzA und beantragte, dem Netzbetreiber die Erhebung des BKZ zu untersagen. Die BNetzA lehnte diesen Antrag ab. Der Speicherbetreiber legte hiergegen Beschwerde zum OLG Düsseldorf ein. Das OLG Düsseldorf folgte der Argumentation des Speicherbetreibers weitgehend und sah eine ungerechtfertigte Gleichbehandlung zum Regelfall einer BKZ-Erhebung. Netzgekoppelte Batteriespeicher unterschieden sich grundlegend von sonstigen Letztverbrauchern. Das OLG Düsseldorf hob den Ablehnungsbeschluss der BNetzA auf und verpflichtete diese, erneut unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu entscheiden (VI-3 Kart 183/23). Gegen diese Entscheidung hat die BNetzA Rechtsbeschwerde eingelegt. Der BGH hat am 27. Mai 2025 nun in der Sache mündlich verhandelt:

• Den Ausführungen des BGH in der mündlichen Verhandlung nach scheint dieser geneigt, der Rechtsauffassung der BNetzA zu folgen und den Beschluss des OLG Düsseldorf aufzuheben.
• Der BGH scheint auch in Fällen von netzgekoppelten Batteriespeichern in der BKZ-Erhebung nach dem Leistungspreismodell keine Diskriminierung und auch kein Erfordernis für die Vornahme von „Rabattierungen“ zu sehen.
• Der BGH dürfte an seiner bisherigen Rechtsprechung festhalten, der zufolge die „Doppelrolle“ von Batteriespeichern (Erzeuger und Verbraucher) jeweils separat betrachtet werden muss (vgl. zuletzt BGH, Beschl. v. 26.11.2024, EnVR 17/22). Dies gelte auch für die Erhebung des BKZ. Diesbezüglich sei der Batteriespeicher wie ein Letztverbraucher zu betrachten.
• Der BGH argumentierte dabei auch mit der Höhe der Netzentgelte. Von verringerten BKZ für netzgekoppelte Batteriespeicher profitierten einseitig nur deren Betreiber. Die Gesamtheit der Letztverbraucher habe für die dadurch entstehenden Mehrkosten aufzukommen. Denn nach § 9 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 StromNEV seien BKZ von den Netzkosten in Abzug zu bringen.
• Die unionsrechtlichen Vorgaben (z.B. Art. 58 Abs. 1 der Richtlinie (EU) 2019/944 und Art. 18 Abs. 1 der Verordnung (EU) 2019/943) enthielten in Bezug auf die Erhebung von BKZ bei Batteriespeichern nur rudimentäre Regelungen, denen insoweit allenfalls die Qualität von „Zielbestimmungen“ zukomme. Eine Befassung des EuGH im Wege eines Vorabentscheidungsverfahrens sah der BGH in der mündlichen Verhandlung daher nicht als geboten an.

In der Sache bleibt es weiter spannend: Der BGH wird seine Entscheidung am 15. Juli 2025 verkünden. Von ihr dürfte auch abhängen, ob bzw. wie schnell der Gesetzgeber tätig werden wird, um die Integration netzgekoppelter Batteriespeicher in das deutsche Energieversorgungssystem durch klare regulatorische Vorgaben zu fördern.

Wir freuen uns sehr, dass LEITFELD Rechtsanwälte im brandeins Ranking der besten Wirtschaftskanzleien des Jahres 2025 erneut in der höchsten Kategorie für das Rechtsgebiet "Energie" gelistet wurde. Das vollständige Ranking ist abrufbar in der Ausgabe brandeins/thema Superkraft Marketing, Die besten Wirtschaftskanzleien 2025, S. 73.  

Aus den Urteilen des Bundesgerichtshofs vom 17. September 2024 (Az. EnZR 57/23 und EnZR 58/23) ergeben sich neue Erkenntnisse für die Behandlung vertragsloser Marktlokationen in der Mittelspannungs- und -druckebene. Im Anschluss an eine Analyse der vorgenannten Entscheidungen (dazu 1.) fassen wir die Konsequenzen für die Praxis (dazu 2.), auch im Verhältnis zwischen Lieferunternehmen und Netzbetreibern (dazu 3.), zusammen. 

1. Urteile des Bundesgerichtshofs vom 17. September 2024

Streitgegenständlich waren Konstellationen, in denen aufgrund eines systembedingten Fehlers des Stromlieferanten die Marktlokationen mehrerer in Mittelspannung belieferter Letztverbraucher vom (Anschluss-)Verteilnetzbetreiber nicht dem Bilanzkreis des Lieferanten zugeordnet wurden. Stattdessen erfolgte die Zuordnung zum Bilanzkreis des Grund- und Ersatzversorgers, der ebenso wie der Lieferant zur Belieferung der betroffenen Letztverbraucher gewillt war.

Nach Ansicht des Bundesgerichtshofs war diese Zuordnung rechtswidrig. Zwar scheide eine Zuordnung zum Bilanzkreis des Netzbetreibers wegen der entflechtungsrechtlichen Vorgaben aus, und mangels planwidriger Regelungslücke komme auch eine analoge Anwendung der Ersatzversorgungsvorschriften auf die Versorgung von Letztverbrauchern in höheren Netzebenen als der Niederspannung nicht in Betracht. Allerdings müsse sich die Zuordnung danach richten, wer im Einzelfall im Interesse von Netzstabilität und Versorgungssicherheit, aber auch im Interesse der betroffenen Letztverbraucher voraussichtlich am besten in der Lage sei, die Versorgung kurzfristig sicherzustellen. Das sei grundsätzlich derjenige Lieferant, mit dem die letzte vertragliche Lieferbeziehung bestanden habe.

2. Konsequenzen dieser Rechtsprechung für den Umgang mit vertragslosen Entnahmen in der Praxis

Die Urteile des Bundesgerichtshofs vom 17. September 2024 beziehen sich zwar auf die Mittelspannungsebene, gelten aber für vertragslose Entnahmen im Gasbereich, d.h. in der Mitteldruckebene, entsprechend. Für die Strom- und Gaspraxis ergeben sich deshalb folgende Konsequenzen:

a) Mehrere lieferbereite Lieferanten (Lieferantenkonkurrenz)

Zuzuordnen sind unberechtigte Netzentnahmen in der Mittelspannungs- oder der Mitteldruckebene, soweit es um Fälle einer Lieferantenkonkurrenz geht, grundsätzlich demjenigen Lieferanten, mit dem zuletzt eine vertragliche Lieferbeziehung bestanden hat. Nur wenn dieser nicht mehr verfügbar oder seine Lieferfähigkeit nicht hinreichend gewährleistet ist, kommt eine Zuordnung zum Grund- und Ersatzversorger in Betracht.

b) Kein lieferbereiter Lieferant

Ist der vorherige Lieferant (objektiv) lieferfähig, sind unberechtigte Netzentnahmen trotz fehlenden Lieferwillens dem Bilanzkreis des vorherigen Lieferanten zuzuordnen. Eine bilanzielle Zuordnung der entnommenen Strommengen zum vorherigen Lieferanten scheidet hingegen aus, wenn dieser wegen Geschäftsaufgabe, Insolvenz oder Kündigung des Netznutzungs- oder Bilanzkreisvertrags nicht mehr lieferfähig ist. Im letztgenannten Fall sind unberechtigte Netzentnahmen dem für das Gebiet der Marktlokation zuständigen Grund- und Ersatzversorger zuzuordnen.

c) Neukunden und unbekannte Kunden

Geht es um Marktlokationen, für die vor Beginn vertragsloser Entnahmen kein vertragliches oder gesetzliches Lieferverhältnis des Letztverbrauchers vorhanden war (Neukunden), sind die von Neukunden dem Versorgungsnetz entnommenen Strom- oder Gasmengen dem im Gebiet der jeweiligen Marktlokation tätige Grund- und Ersatzversorger zuzuordnen. In Fällen unbekannter Kunden identifiziert der (Anschluss-)Netzbetreiber zwar die vertragslose Marktlokation, nicht aber den Letztverbraucher. Auch unberechtigte Strom- oder Gasentnahmen unbekannter Kunden sind dem jeweils zuständigen Grund- und Ersatzversorger zuzuordnen.

d) Energiediebstahl

Erfolgt der Strom- oder Gasdiebstahl durch Manipulation der Zähleinrichtung an einem regelgerecht eingerichteten Netzanschluss, gelten die Zuordnungsmaßstäbe nach lit. b) entsprechend. Nur wenn es sich um einen Fall des sog. Schwarzbezugs handelt, sind unberechtigte Strom- oder Gasentnahmen dem (Anschluss-)Netzbetreiber zuzuordnen. Ein Verstoß gegen die Grundsätze der Netzentflechtung liegt insofern nicht vor, weil es an einer willentlichen Zurverfügungstellung von Energie durch den Netzbetreiber fehlt.

3. Zum Verhältnis von Lieferant und Netzbetreiber bei nicht lieferbereiten Lieferanten

Die bilanzielle Verantwortlichkeit des (letzten) Lieferanten beschränkt sich auf die Zuordnung der an der jeweiligen Entnahmestelle entnommenen Energie, sie bezieht sich nicht auf die Netznutzung. Dementsprechend ist das Risiko unberechtigter Netzentnahmen von Netzbetreibern und Lieferanten gemeinsam zu bewältigen. Insbesondere bedarf es eines effektiven Unterbrechungsmanagements, um die unverzügliche Umsetzung von Versorgungsunterbrechungen, ggf. auf Anforderung des Lieferanten, gewährleisten zu können.

Wir freuen uns sehr, dass unser Kollege Konrad Riemer in die Liste der renommiertesten Anwälte für Kartellrecht der WirtschaftsWoche aufgenommen wurde. Die vollständige Liste finden Sie in Ausgabe Nr. 19/2025, S. 83.

BGH-Urteil zur Zulässigkeit von konkludenten Kündigungsausschlüssen in mietvertraglichen AGB

Der BGH hat mit Urteil vom 12. März 2025 (XII ZR 76/24) eine für Grundstückseigentümer und Betreiber von EE-Anlagen gleichermaßen bedeutende Entscheidung getroffen. Er hat klargestellt, dass grundsätzlich auch in formularvertraglichen Nutzungsverträgen (AGB) betreffend die Nutzung von Grundstücken zum Betrieb von EE-Anlagen das Recht zur ordentlichen Kündigung für einen bestimmten Zeitraum vertraglich auch aufgrund einer nur konkludenten Vereinbarung ausgeschlossen werden kann. Diese Frage wurde in der obergerichtlichen Rechtsprechung bislang uneinheitlich beantwortet.

• Hintergrund ist die branchenübliche Praxis, der zufolge derartige Nutzungsverträge oftmals zwei einander nachgelagerte Vertragsphasen vorsehen: Bis zum Eintritt einer festgelegten Bedingung ist die Laufzeit dieser regelmäßig als Mietverträge zu qualifizierenden Nutzungsverträge unbestimmt und damit unbefristet, weshalb gesetzlich grundsätzlich eine ordentliche Kündigung möglich ist (erste Vertragsphase, § 542 Abs. 1 BGB). Ab dem Eintritt der vereinbarten Bedingung (z.B. Genehmigungserteilung oder Inbetriebnahme der EE-Anlage) ist die Vertragslaufzeit befristet (z.B. entsprechend der Dauer der EEG-Förderung) und beginnt die zweite Vertragsphase. In dieser Phase ist eine ordentliche Kündigung vor Ablauf der Vertragslaufzeit grundsätzlich nicht möglich (§ 542 Abs. 2 BGB).
• Das Urteil des BGH stärkt durch die Anerkennung von konkludenten Kündigungsausschlüssen auch in formularvertraglichen Nutzungsverträgen grundsätzlich die Rechtsposition von Anlagenbetreibern, die sich Grundstücke für den Betrieb von EE-Anlagen durch den Abschluss von Nutzungsverträgen sichern. Dennoch empfehlen wir Anlagenbetreibern und Investoren dringend, bei der Gestaltung von Nutzungsverträgen für EE-Anlagen (WEA, Solaranlagen etc.) auf klare Regelungen insbesondere zur Vertragslaufzeit, Kündigung und Rücktrittsmöglichkeiten zu achten. Insbesondere für die Zeit bis zum Beginn der bestimmten Vertragslaufzeit (z.B. ab Grundstücksübergabe oder Inbetriebnahme der EE-Anlage) empfiehlt sich ein ausdrücklicher und ggf. befristeter Kündigungsausschluss.

Erleichterte Grundbucheinsichtnahme für Anlagenbetreiber und Projektentwickler

Auch an anderer Stelle hat sich die Rechtslage für Projektentwickler und Betreiber von WEA an Land und Freiflächenanlagen verbessert: Seit dem 1. Mai 2025 ist für diese Marktakteure unter den Voraussetzungen des neuen § 43a Grundbuchverfügung (GBV) eine er-leichterte Einsicht in das Grundbuch möglich:

• Gemäß dem neuen § 43a GBV liegt ein „berechtigtes Interesse“ an der Einsichtnahme in der Regel bereits dann vor, wenn der Projektierer eine WEA an Land oder eine Solaranlage i.S.d. § 3 Nr. 41a EEG 2023 (insbesondere Freiflächenanlage) mit einer installierten Leistung von mindestens 750 kW errichten oder betreiben möchte.
• Für die Darlegung, dass der Antragsteller unter Nutzung des Grundstücks WEA an Land oder Solaranlagen i.S.d. § 3 Nr. 41a EEG 2023 oder dazugehörige Nebenanlagen betreiben oder projektieren will, genügt die Vorlage einer Eigenerklärung. Eine Einschränkung erfährt die Novelle allerdings dadurch, dass sich die jeweilige EE-Anlage auf einem Grundstück befinden muss, das sich im Bereich eines beschlossenen Bebauungsplans nach § 30 BauGB (der mit dem Zweck aufgestellt wurde, eine Solaranlage zu errichten), im Außenbereich nach § 35 BauGB oder in einem Windenergiegebiet nach § 2 Nr. 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes befindet.