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BGH: Fernwärme Stuttgart
April 2024
LEITFELD Rechtsanwälte

In Ausgabe 1 der CuR 2024 befasst sich Stefan Tüngler mit dem Urteil des BGH vom 5.12.2023 in Sachen Fernwärme Stuttgart. Nach der Entscheidung ist die Stadt Stuttgart nicht verpflichtet, der EnBW nach Ablauf des bisherigen Wegenutzungsvertrags ein Angebot auf Abschluss eines Folgevertrags zum Betrieb des Fernwärmenetzes in der Stadt Stuttgart zu unterbreiten. Die Stadt Stuttgart ist aber auch nicht automatisch mit Auslaufen des bisherigen Wegenutzungsvertrags Eigentümerin des Netzes oder Inhaberin eines Anspruchs auf Übereignung bzw. Beseitigung der Netzanlagen geworden. Mehr zum Urteil in der CuR 2024, Seiten 17 ff. 

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Januar 2024
Thilo Richter

Keine 95, aber immerhin 15 Thesen hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 18.01.2024 mit einem Eckpunktepapier öffentlich angeschlagen. Die BNetzA eröffnet die Diskussion über eine Anpassung des Regulierungsrahmens für Strom- und Gasnetze. Bereits für den 2.2.2024 lädt die Behörde die Branche zum Gedankenaustausch ein.

Mit dieser Initiative nimmt die Behörde den Ball auf, der ihr vom EuGH zugespielt wurde. Nach dessen Entscheidung vom 2.9.2021, wonach die normative Vorstrukturierung des Regulierungsrahmens durch den nationalen Gesetz- und Verordnungsgebers unzulässig ist, ist es folgerichtig, dass die BNetzA nun prüft, das durch ARegV und Strom/GasNEV geprägte Regulierungssystem anzupassen. Der Gesetzgeber hat die Behörde mit der jüngsten EnWG-Novelle mit den nötigen Kompetenzen ausgestattet (§§ 21 Abs. 3, 21c Abs. 3 EnWG), ihr aber gleichzeitig die Möglichkeit eröffnet, für einen Übergangszeitraum die aktuellen Verordnungen weiter anzuwenden. Es ist gut, dass sich die Behörde gleichwohl frühzeitig ihrer Aufgabe annimmt, in eigener Verantwortung den Regulierungsrahmen fortzuschreiben, denn dass es angesichts des Umbaus der Netze im Rahmen der Dekarbonisierung der Energieversorgung beim Regulierungssystem Anpassungsbedarf gibt, ist unstreitig.

Wohin zielen die ersten Überlegungen der BNetzA?

Zunächst stellt die Behörde fest, dass sich das Anreizregulierungsmodell grundsätzlich bewährt habe und sowohl gegenüber einer reinen cost-plus Regulierung als auch einer vollständigen Lösung von den individuellen Kosten (Yard-Stick-Regulierung) vorzugswürdig sei. Gleichwohl sieht die Behörde Anpassungsbedarf, den sie insbesondere mit geänderten Anforderungen an die Regulierung begründet. Sie verweist stromseitig auf den erheblichen Netzausbau und die Einbindung neuer Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen (EE-Anlagen, Wärmepumpen, Ladesäulen) sowie gasseitig auf den zu erwartenden Rückbau von Gasnetzen infolge eines Rückgangs des Gasverbrauchs und die Umnutzung einzelner Infrastrukturen für den Wasserstofftransport. Das Regulierungssystem soll daher flexibler werden, um dynamische Kostenentwicklungen abzubilden. Auch soll es transparenter und einfacher werden.

Erste Überlegungen dazu hat die Regulierungsbehörde in ihren 15 Thesen formuliert. Die interessantesten betreffen folgende Punkte:

  • Die Regulierungsperiode soll von fünf auf drei Jahre verkürzt werden, damit Kostenaufwüchse oder -senkungen bei den OPEX – also auch jenseits der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (dnbK) und volatilen Kosten sowie des Kapitalkostenabgleichs –schneller Eingang in die Netzentgelte finden können.
  • Der Katalog der dnbK soll danach überprüft werden, ob Relevanz der Kostenhöhe und (tatsächliche) Nichtbeeinflussbarkeit der einzelnen Positionen die Behandlung als dnbK rechtfertigen.
  • Es gebe weiterhin einen Bedarf, die sektorale Produktivitätsentwicklung abzubilden, aber Anpassungen bei Ermittlung und Anwendung eines Produktivitätsfaktors seien zu erwägen.
  • Den Effizienzvergleich hält die Behörde im Strombereich weiterhin für ein geeignetes Instrument, im Gasbereich sei es aber sorgfältig weiterzuentwickeln und mit Blick auf unterschiedliche Betriebsstadien („Abwicklungsbetrieb“ oder „Versorgungsbetrieb“) zu überprüfen.
  • Die Qualitätsregulierung soll um andere Kriterien („Energiewendekompetenz“) erweitert werden.
  • Für die Ermittlung der CAPEX von Gasnetzen soll kürzer und ggf. auch degressiv abgeschrieben werden können, um dem Rückbau von Infrastrukturen Rechnung zu tragen.
  • Die Verzinsung soll auf einen WACC-Ansatz umgestellt werden, also die bisherige Trennung von FK- und EK-Verzinsung aufgegeben werden. Der (im WACC berücksichtigte) EK-Zinssatz soll ab der 5. Regulierungsperiode wieder einheitlich für Bestands- und Neuanlagen gelten und für die Dauer einer Regulierungsperiode konstant bleiben.
  • Die Kosten für Stilllegungen und Rückbauten von Gasleitungen sollen frühzeitig von einer größeren Zahl an Netzkunden getragen werden, indem die Netzbetreiber Rückstellungen bilden, die als jährlich anpassbare Kostenposition Eingang in die Netzentgelte finden.

Steile Thesen oder weise Worte? – eine erste Bewertung

Mit ihrem Eckpunktepapier greift die BNetzA viele wichtige Themen auf. Ein Regulierungsrahmen, der den jeweils unterschiedlichen Herausforderungen, vor denen Strom- und Gasnetzbetreiber heute und in den kommenden Jahren stehen, Rechnung trägt, ist für das Gelingen der Energiewende essentiell. Richtig ist es daher, Strom- und Gasnetze nicht über einen Kamm zu scheren.

Die implizite Annahme des gegenwärtigen Modells, dass ein bis zu acht Jahre alter Befund zu Kosten und Effizienz in einem Fotojahr fünf Jahre lang der Maßstab für die effizienten Kosten des Netzes sein kann, hat sich in der Energiewende als unrealistisch erwiesen – zu dynamisch entwickeln sich Netze und die Aufgaben der Netzbetreiber. Die Verkürzung der Regulierungsperioden schafft insoweit Linderung, löst aber nicht das grundlegende Problem, dass ein Fotojahr der Vergangenheit keine gute Grundlage für die Bewertung dynamischer Entwicklungen ist.

Wenn die BNetzA zu Recht den Katalog der dnbK in § 11 Abs. 2 ARegV einer kritischen Inventur unterzieht, sollte die Analyse daher nicht allein darauf beschränkt werden, Kostenarten zu identifizieren, die künftig in den Effizienzvergleich einbezogen werden sollten. Die Vorstellung, dass einzelne Kostenarten allein exogen beeinflusst werden, während die Entwicklung anderer Kosten den Netzbetreibern vollständig als Effizienzgewinn oder -rückschritt zugerechnet werden kann, war schon immer eine starke Vereinfachung der Realität. Meist ist die Entwicklung von Kosten das Resultat jeweils unterschiedlich ausgeprägter exogener Einflüsse, deren Auswirkung auf die Netzkosten teils erheblich und in anderen Fällen nur geringfügig von den Reaktionen des Netzbetreibers abhängen. In einer Phase, in der der Handlungsrahmen von Netzbetreibern in erheblichem, aber auch sehr unterschiedlich ausgeprägtem Umfang von neuen staatlich veranlassten Aufgaben geprägt wird (z.B. Einbindung von subventionierter EE-Erzeugung, Ausstieg aus der Erdgasnutzung und Umstellung auf eine Wasserstoffwirtschaft), haben die exogene Faktoren an Bedeutung gewonnen. Es sollte daher auch diskutiert werden, wie die Abbildung wichtiger exogener Kostentreiber bei gleichzeitig fortbestehenden Effizienzanreizen gelingen kann – eine Aufgabe, der sich die Bundesnetzagentur beim Umgang mit volatilen Kostenanteilen bereits stellen musste.

Unabhängig von der Transformation der Netze ist das von der BNetzA formulierte Ziel, das Regulierungsmodell und die Verfahren zu vereinfachen richtig gewählt. Verkürzt man die Regulierungsperioden, führt an einer solchen Verschlankung kein Weg vorbei, wenn die Bescheidung den Regulierungsperioden nicht hinterherhinken soll. Diese Verschlankung sollte durchaus mutig angegangen werden: Die Erwartung, mit komplexen Modellen besonders belastbare Regulierungsergebnisse zu produzieren, wurde zu oft enttäuscht. Aller ökonometrischer Finesse zum Trotz bleiben Eigenkapitalzinssätze, Produktivitätsfaktoren, Effizienzwerte und Qualitätselemente Werte, für die nur relativ große realistische Bandbreiten ermittelt werden können. Wo punktgenaue Ergebnisse nicht erzielbar sind und Prognosen – wie die des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors – nicht mehr als die Summe von Glauben und Hoffnung sind, sollte das Ziel realistischer gesteckt werden: Es sollte darum gehen, Regulierungsergebnisse zu erzielen, die mit vertretbarem Aufwand für Behörden und Unternehmen hinreichend (rechts)sicher ausreichend nahe an ein wettbewerbsanaloges Entgelt heranführen und gleichzeitig jene Investitionsanreize setzen, die zum Gelingen der Energiewende nötig sind. Eine Beschränkung der Nachsteuerung der Erlösobergrenzen auf Evidenzfälle – deutliche und nachweisbare Unterschiede in der Produktivitäts- oder Einstandspreisentwicklung zwischen Netzwirtschaft und Gesamtwirtschaft; erhebliche, nicht bloß zufällige Unterschiede in der Netzzuverlässigkeit – wäre ein naheliegender erster Schritt in diese Richtung.

Januar 2024
Stefan Tüngler

Steigerung der Energieeffizienz und Reduzierung des Energiebedarfs sind zwei Forderungen, die untrennbar mit der Energie- und Klimawende verbunden sind. Seit Ende vergangenen Jahres sind die wesentlichen Regelungen zur Steigerung der Energieeffizienz in einem separaten Gesetz gebündelt, dem Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland (EnEfG). Es tritt neben das bereits bestehende Energiedienstleistungsgesetz (EDL-G) vom 4.11.2010. Kaum in Kraft getreten, sind einzelne Regelungen dieses Gesetzes aber schon wieder ausgesetzt worden.

Das EnEfG setzt ambitionierte Effizienzziele und nimmt die öffentliche Hand, energieintensive Unternehmen und Rechenzentren in die Pflicht. Außerdem rückt es die Abwärmevermeidung und -nutzung in den Fokus.

Verpflichtungen der öffentlichen Hand

Die Verpflichtungen der öffentlichen Hand bestehen zum einen darin, dass

  • der Bund vom 1.1.2024 bis zum 31.12.2030 jährlich Endenergie in Höhe von jeweils mindestens 45 TWh einspart und
  • die Länder vom 1.1.2024 bis zum 31.12.2030 ihren jährlichen Endenergiebedarf um jeweils mindestens 3 TWh reduzieren.

Umgesetzt werden sollen diese Einsparungen durch strategische Maßnahmen, d.h. durch Maßnahmen, die nicht als unmittelbare Reduktionsverpflichtung wirken, sondern zum Erlass von Maßnahmen zur Einsparung von Endenergie verpflichten.

Zum anderen beinhalten die Verpflichtungen der öffentlichen Hand Energieeinsparvorgaben für öffentliche Stellen. Kommunen zählen indes nicht zu den öffentlichen Stellen iSd. EnEfG.

Verpflichtungen für energieintensive Unternehmen

Hinsichtlich der Verpflichtungen für energieintensive Unternehmen differenziert das EnEfG zwischen Unternehmen mit einem jährlichen Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 7,5 GWh und solchen mit einem Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh. Als Unternehmen gilt jede Einheit, unabhängig von ihrer Rechtsform, die eine wirtschaftliche Tätigkeit ausübt, wobei für die Bestimmung des Energieverbrauchs die kleinste rechtliche Einheit maßgeblich ist, die aus handels- und/oder steuerrechtlichen Gründen Bücher führt und bilanziert, einschließlich ihrer Zweigniederlassungen.

  • Unternehmen mit einem durchschnittlichen jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 7,5 GWh innerhalb der letzten drei abgeschlossenen Kalenderjahre sind, unabhängig ob KMU oder Nicht-KMU, bis zum 18.7.2025 bzw. bis spätestens 20 Monate nach dem Zeitpunkt, zu dem sie den Status eines energieintensiven Unternehmens iSd. EnEfG erlangt haben, insbesondere verpflichtet, ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einzuführen. Unternehmen, die zur Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems verpflichtet sind, sind während der Übergangszeit von der Energieauditpflicht nach dem EDL-G befreit.
  • Unternehmen, die nach dem EDL-G zur Durchführung eines Energieaudits verpflichtet sind und einen jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh haben, müssen Energiesparmaßnahmen identifizieren und nach DIN EN 17463 bewerten, Umsetzungspläne für alle wirtschaftlichen Energieeinsparmaßnahmen innerhalb von drei Jahren nach Inkrafttreten des EnEfG erstellen und veröffentlichen, die Vollständigkeit und Richtigkeit dieser Umsetzungspläne vor ihrer Veröffentlichung durch Zertifizierer, Umweltgutachter oder Energieauditoren bestätigen lassen, Abwärmequellen identifizieren und Maßnahmen zur Vermeidung bzw. Nutzung der Abwärme entwickeln.

Die Einhaltung der Verpflichtungen energieintensiver Unternehmen nach dem EnEfG wird vom BAFA kontrolliert.

Rechenzentren 

Rechenzentren ISv. § 3 Nr. 24 EnEfG widmet das EnEfG einen eigenen Abschnitt. Er sieht insbesondere vor, dass Betreiber von Rechenzentren ihren Stromverbrauch ab dem 1.1.2024 bilanziell zu 50 % und ab dem 1.1.2027 zu 100 % durch Strom aus erneuerbaren Energien decken müssen, eine bestimmte Energieverbrauchseffektivität nachweisen müssen, ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einzurichten haben und zu umfassenden Informationen gemäß Anlage 3 zum EnEfG verpflichtet sind. Hinzu kommt, dass für Rechenzentren grundsätzlich die gleichen Abwärme-Anforderungen gelten, die auch für Unternehmen mit einem Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh/a gelten. Als spezielle Anforderung müssen Rechenzentren jedoch grundsätzlich bestimmte Anteile an wiederverwendeter Energie nach DIN EN 50600-4-6 einsetzen.

Abwärme

Unternehmen, die einen jährlichen durchschnittlichen Gesamtendenergieverbrauch innerhalb der letzten drei abgeschlossenen Kalenderjahre Jahre von mehr als 2,5 GWh haben, sind grundsätzlich verpflichtet, die in ihrem Unternehmen entstehende Abwärme nach dem Stand der Technik zu vermeiden und auf den Anteil der technisch unvermeidbaren Abwärme zu reduzieren sowie die unvermeidbare Abwärme wiederzuverwenden, soweit technisch möglich und zumutbar.

Unternehmen sind ferner auf Anfrage von Wärmenetzbetreibern oder Fernwärmeversorgungsunternehmen und sonstigen potenziellen wärmeabnehmenden Unternehmen verpflichtet, Auskunft über abwärmerelevante Informationen zu erteilen und diese Informationen unabhängig von einer Anfrage erstmals bis zum 1.1.2024 und danach bis zum 31.3. eines jeden Jahres der Bundesstelle für Energieeffizienz (BfEE) zu übermitteln. Diese wiederum veröffentlicht diese Informationen auf einer öffentlich zugänglichen Plattform (sog. Abwärmeplattform). Diese Plattform und die anfrageunabhängigen Informations- und Übermittlungspflichten zum 1.1.2024 und zum 31.3.2024 sowie die entsprechende Bußgeldbewehrung starten allerdings, um unverhältnismäßige Belastungen der betroffenen Unternehmen aufgrund des kurzen Zeitraums zwischen Inkrafttreten des EnEfG und dem Ablauf der Frist zur Übermittlung der Daten zu vermeiden sowie im Hinblick auf Verzögerungen bei der technischen Umsetzung der Plattform für Abwärme, erst im Mai 2024.

Weitere Informationen zum Thema Energieeffizienz, einschließlich Merkblättern zum EnEfG, sind auf der Homepage des BAFA unter: https://www.bafa.de/DE/Energie/Energieberatung/Energieaudit/energieaudit_node.html oder der BfEE unter: https://www.bfee-online.de/BfEE/DE/BfEE/bfee_node.html erhältlich.

Dezember 2023
Stefan Tüngler

Häufig vereinbaren Energielieferanten mit gewerblichen/industriellen Kunden zwar eine feste, an einem bestimmten Verbrauchsprofil oder prognostizierten Lastgang des Kunden orientierte Liefermenge, gewähren für Fälle des tatsächlichen Mehr- oder Minderbedarfs aber ein Toleranzband. Bewegt sich der tatsächliche Verbrauch des Kunden innerhalb dieses (Toleranz-)Bandes, zahlt der Kunde (nur) den vertraglich vereinbarten Bezugspreis. Das Toleranzband ermöglicht dem Kunden bei größtmöglicher Preissicherheit also einen flexiblen Bezug von Strom und/oder Gas. Erst bei Überschreitung des Toleranzbandes greifen besondere Vergütungsregelungen, etwa eine auf Spotmarktkonditionen beruhende Abrechnung der Mehr- oder Mindermengen oder die Abrechnung bestimmter Pönalen.

Aktuell stellt sich im Rahmen zahlreicher dieser Fahrplanlieferverträge die Frage, wie mit Minderabnahmen des Kunden und – damit regelmäßig verbunden – hohen Nachzahlungsforderungen des Energielieferanten umzugehen ist. Haben die Parteien den Energieliefervertrag etwa zu Hochpreiszeiten im Sommer/Herbst 2022 geschlossen und ist der tatsächliche Verbrauch des Kunden energiekrisenbedingt deutlich hinter dem vertraglich zugrunde gelegten Verbrauchsprofil oder dem prognostizierten Lastgang zurückgeblieben, liegt die Forderung der Kunden nach einer Vertragsanpassung nahe. Konkret geht es darum, ob der wirtschaftliche Nachteil aus der Abwicklung derartiger Verträge, insbesondere aus der Abrechnung der Mindermengen, allein vom Kunden zu tragen ist oder ob sich der Lieferant hieran beteiligen muss.

Vertragsanpassung wegen nachträglicher Umstandsänderungen?

So nachvollziehbar solche Anpassungsforderungen vor dem Hintergrund der mit breiter öffentlicher Unterstützung geforderten Energieeinsparbemühungen auch sein mögen, vertragsrechtlich stehen der Durchsetzung mehrere Hürden entgegen.

Grundsätzlicher Ausschluss von Anpassungsansprüchen in Fällen einseitiger Risikoübernahme

Grundlage für ein entsprechendes Anpassungsbegehren kann entweder eine vertraglich vereinbarte Anpassungsregelung oder § 313 BGB, d.h. die Grundsätze der Störung der Geschäftsgrundlage, sein. Zwar mögen die Voraussetzungen, unter denen nach der einen oder anderen Regelung Anpassungsansprüche in Betracht kommen, voneinander abweichen, in beiden Fällen gilt jedoch, dass eine Vertragsanpassung ausscheidet, wenn die zum Anlass für das Anpassungsbegehren genommenen Umstandsänderungen einseitig in den Risikobereich des Anspruchstellers fallen.

Genau das ist bei Überschreitungen des Toleranzbandes von Fahrplanlieferverträgen indes grundsätzlich der Fall. Das Wesen derartiger Vereinbarungen besteht darin, dass der Kunde für einen außerhalb des Toleranzbandes liegenden Bedarf das Mengenrisiko übernimmt und deswegen für den innerhalb des Toleranzbandes verbleibenden Bedarf einen niedrigeren Energiepreis zahlt als im Rahmen klassischer Vollversorgungsverträge. Reguläre, den tatsächlichen Bedarf des Kunden beeinflussende Umstände fallen dementsprechend uneingeschränkt in den Risikobereich des Kunden und vermögen Anpassungsansprüche nicht auszulösen.

Geltung dieser Grundsätze auch im Rahmen der Energiekrise?

Anpassungsrelevant können mithin allenfalls außergewöhnliche und über die aus regulären Bedarfsschwankungen hinausgehende Verbrauchsrückgänge, etwa zwingende Einsparvorgaben der Verordnung zur Sicherung der Energieversorgung über kurzfristig wirksame Maßnahmen (EnSikuMaV) oder der Verordnung zur Sicherung der Energieversorgung über mittelfristig wirksame Maßnahmen (EnSimiMaV), und/oder außergewöhnliche, über aus üblichen Preisschwankungen hinausgehende finanzielle Verluste sein.

Selbst solche Entwicklungen, die im Einzelfall zudem noch unvorhersehbar gewesen sein müssen, führen indes nicht zu einem Anpassungsanspruch. Zusätzlich müsste der Kunde nämlich darlegen können, dass ihm ein Festhalten am unveränderten Vertrag unzumutbar ist. Das dürfte regelmäßig an den Preisbremsengesetzen scheitern. Ihnen ist zu entnehmen ist, wie nach Ansicht des Gesetzgebers mit hohen Energiepreisen während der Energiekrise umzugehen ist:

  • Vertragspreise unterhalb des jeweiligen Referenzpreisniveaus sind dem Kunden ohne Weiteres zumutbar.
  • Energiepreise oberhalb dieses Preisniveaus werden, sofern die weiteren Entlastungsvoraussetzungen erfüllt sind, auf das Referenzpreisniveau gedeckelt und begründen für den darüberhinausgehenden Teil des Vertragspreises, den sog. Differenzbetrag, einen Entlastungsanspruch gegen den jeweiligen Lieferanten oder gegen den Staat.

Hiernach gilt: Entweder ist der Kunde entlastungsberechtigt oder er ist es nicht. Ist Letzteres der Fall, so folgt hieraus zugleich, dass die Energiepreise, selbst wenn sie mit spürbaren finanziellen Mehrbelastungen verbunden sind, dem Kunden zumutbar sind.

November 2023
Konrad Riemer

Einleitung

Angesichts aktueller weltpolitischer Krisen ist der Ausbau der Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge aus dem öffentlichen Fokus geraten. Die fortbestehende Klimakrise macht die Verkehrswende hin zu mehr Elektromobilität aber weiterhin zu einer Priorität. Die Entscheidungen, die heute beim Ausbau der Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge getroffen werden, werden die Struktur der entstehenden Märkte in Zukunft wesentlich prägen. Daher befasst sich die Monopolkommission in ihrem 9. Sektorgutachten Energie vom Oktober 2023 nunmehr zum dritten Mal mit der Frage, wie es um den Ausbau eines deutschlandweiten Ladenetzes und die wettbewerblichen Strukturen auf den Märkten für E-Mobilität bestellt ist.

Im Folgenden fassen wir die zentralen Thesen der Monopolkommission zusammen (9. Sektorgutachten, S. 100 ff., abrufbar hier (externer Link)):

Sachlich relevante Märkte

Die Monopolkommission grenzt, wie auch die EU-Kommission und das Bundeskartellamt, private Ladeinfrastruktur (Wallboxes, Ladepunkte auf Betriebsgelände etc.) aus dem Markt für öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur aus. Abgrenzungskriterium ist dabei, ob die Ladeinfrastruktur öffentlich zugänglich ist, nicht dagegen, ob sie auf öffentlichem Grund errichtet wird. Daher ist auch Ladeinfrastruktur öffentlich, die zwar auf privatem Grund errichtet, aber allgemein zugänglich ist (z.B. allgemein zugängliche Ladepunkte auf Supermarkt-Parkplätzen oder in öffentlichen Parkhäusern).

Die Monopolkommission erwägt, in Anlehnung an das Bundeskartellamt, Ladepunkte nach Leistung zu differenzieren und Märkte für schnelles und langsameres Laden zu unterscheiden. Im Ergebnis legt sich die Monopolkommission nicht abschließend fest, da die Substituierbarkeit von langsamen Ladepunkten durch schnellere aus Sicht der Nachfrager auch von den Preisunterschieden und der individuellen Zahlungsbereitschaft abhänge und belastbare Informationen hierzu noch nicht vorlägen. Im Sektorgutachten differenziert die Monopolkommission aber zumindest vorläufig zwischen

  • Normalladepunkten abseits von Autobahnen mit einer Leistung bis 22 kW,
  • Schnellladepunkten abseits von Autobahnen mit einer Leistung größer 22 kW,
  • Superschnellladepunkten (HPC-Ladepunkten) abseits von Autobahnen mit einer Leistung ab 150 kW und
  • Autobahnstandorten, bei denen typischerweise eine hohe Ladeleistung vorgehalten wird.   

Räumlich relevante Märkte

Die Monopolkommission grenzt die Märkte im Einklang mit dem Bundeskartellamt lokal bzw. regional ab. Allerdings verfeinert die Monopolkommission ihre Methode zur räumlichen Marktabgrenzung. Während sie bislang schematisch Umkreismärkte über Luftliniendistanzen mit unterschiedlichen Radien um Ladesäulen gebildet hat, verwendet sie im 9. Sektorgutachten einen fahrzeitbasierten Ansatz (Erreichbarkeitsmodell). Dabei werden mit Hilfe einer Routing-Software für jeden Ladestandort Alternativen ermittelt, die binnen einer festgelegten Fahrzeit erreichbar sind. Für Normal- und Schnellladepunkte legt die Monopolkommission eine Fahrzeit von 15 Minuten zugrunde, für den HPC-Markt und Standorte entlang der Autobahnen 30 Minuten. Die fahrzeitbasierte Methode hat zur Folge, dass die räumlichen Märkte wegen dichteren Verkehrs in Ballungsräumen enger zu ziehen sind als im ländlichen Raum, in dem in der gleichen Zeit größere Strecken zurückgelegt und daher die räumlichen Märkte weiter gezogen werden können.  

Rückgang der Anbieterkonzentration

Auf Basis der so abgegrenzten Märkte hat die Monopolkommission die Konzentration der Anbieter nach der CR1 Konzentrationsrate ermittelt. Hierbei fragt die Monopolkommission, wieviel Prozent der Ladepunkte innerhalb eines räumlichen Markts vom größten Anbieter kontrolliert werden. Für alle sachlichen Märkte stellt die Monopolkommission einen – teilweise erheblichen – Rückgang der Marktkonzentration fest. Lag die CR1 Konzentrationsrate für HPC-Ladepunkte 2020 bundesweit noch bei über 80 %, beträgt sie im Jahr 2023 nur noch rund 39 %. Noch vergleichsweise hoch konzentriert ist der Markt für Normalladepunkte mit rund 49 % im bundesweiten Durchschnitt. Nach den Erhebungen der Monopolkommission agieren dabei auf mehr als 60 % der regionalen Normallademärkte Anbieter, die mehr als 40 % der Ladepunkte kontrollieren und damit die Marktbeherrschungsvermutung nach § 18 Abs. 4 GWB (Marktanteile von mindestens 40 %) erfüllen.

Korrelation zwischen Anbieterkonzentration und Preis

Erstmals konnte die Monopolkommission im 9. Sektorgutachten umfangreiche Preisdaten auswerten. Auf dieser Grundlage ermittelt sie eine Korrelation zwischen hoher Marktkonzentration und hohen Preisen. Unabhängig von der Marktkonzentration war in allen Marktsegmenten ein Preisanstieg festzustellen. Allerdings: Der Preisanstieg fiel in hochkonzentrierten Gebieten bis zum Jahresende 2022 um rund 20 Cent pro 10 kWh höher aus als in weniger konzentrierten Gebieten. Zwar sei hierin kein Kausalitätsnachweis zu sehen, allerdings bestätigten die Ergebnisse laut Monopolkommission die bisherige Annahme, dass eine hohe Konzentration von Ladesäulenanbietern mit höheren Preisen für Abnehmer einhergehen kann.  

Marktmacht wirkt sich in Verhandlungsmacht gegenüber EMP aus

Höhere Marktmacht wirkt sich dabei nicht nur auf die Ad-hoc-Ladepreise des Ladesäulenbetreibers (Charge Point Operator – CPO) aus, sondern auch auf das Preisniveau von E-Mobility-Service Providern (EMP), die Bezahlkarten für die Ladevorgänge an Ladesäulen diverser, vertraglich in das Netzwerk des EMP eingebundener Ladesäulenbetreiber ausgeben.   

Eine hohe regionale Marktmacht eines Ladesäulenbetreibers wirkt sich nach Einschätzung der Monopolkommission in den Verhandlungen über die vertragliche Einbindung des Ladesäulenbetreibers in das Ladenetzwerk des EMPs aus. Denn die EMPs sind, um ihre Ladekarten für E-Autofahrer möglichst attraktiv zu machen, darauf angewiesen, insbesondere mit den Betreibern möglichst vieler Ladepunkte innerhalb eines räumlichen Markts Nutzungsverträge abzuschließen. Die Ladesäulenbetreiber können ihre hieraus erwachsene Verhandlungsmacht einsetzen, um höhere Verrechnungspreise zu ihren Gunsten durchzusetzen. Um im Wettbewerb mit anderen EMPs zu bestehen und ihren Ladekarteninhabern weiterhin einheitlich möglichst günstige Preise anzubieten, werden EMPs weniger marktmächtigen Ladesäulenbetreiber, die für ein flächendeckendes Angebot weniger wichtig sind, tendenziell niedrigere Verrechnungspreise anbieten. Dies führt nicht nur zu wettbewerblichen Nachteilen bestehender kleinerer Ladesäulenbetreiber, sondern erschwert auch den Markteintritt neuer CPOs in vermachtete regionale Märkte.  

Wettbewerbliche Lösungsmöglichkeiten für dieses Dilemma sieht die Monopolkommission darin, die Kosten für das Ad-hoc-Laden transparenter und direkte Zahlungen an den Ladesäulenbetreiber komfortabler zu machen. Denn bei höherer Preistransparenz können Newcomer durch günstige Ad-hoc-Ladepreise schneller Marktanteile gewinnen und etablierte Ladesäulenbetreiber wettbewerblich unter Druck setzen. Für eine erhöhte Transparenz der Ad-hoc-Ladepreise erneuert die Monopolkommission ihren Vorschlag, eine Markttransparenzstelle für Ladepreise einzurichten, wie es sie bereits für Benzin- und Dieselpreise gibt.

Impulse für einen verstärkten Wettbewerb könnten sich zudem aus der flächendeckenden Umsetzung von Plug&Charge ergeben, einer Ladefunktion, bei der lediglich das Ladekabel mit dem E-Auto verbunden werden muss und Lade- und Bezahlvorgang mittels eines hinterlegten Ladetarifs durch Kommunikation zwischen E-Auto und E-Ladesäule erfolgt. Da bei der Weiterentwicklung von Plug&Charge allerdings wettbewerbliches Missbrauchspotential besteht, etwa indem der Autohersteller (nur) einen bestimmten EMP-Vertrag für die Zahlungsabwicklung hinterlegt und dadurch dessen Marktposition stärkt, regt die Monopolkommission eine Beobachtung der Marktentwicklung durch das Bundeskartellamt an.

Weitere Vorschläge der Monopolkommission

Nach Vorstellung der Bundesregierung im Masterplan Ladeinfrastruktur II (Oktober 2022) sollen Kommunen und kommunale Zusammenschlüsse möglichst bis Ende 2023 lokale Masterpläne für den Ausbau ihrer lokalen Ladeinfrastruktur erarbeiten. Die Monopolkommission schlägt vor, im Rahmen dieser kommunalen Masterpläne oder der geplanten Ausschreibungsleitfäden die Bedeutung von Wettbewerb zwischen Ladesäulenbetreibern in lokalen Märkten zu betonen und damit den künftigen Wettbewerb beim weiteren Auf- und Ausbau der Ladesäuleninfrastruktur sicherzustellen.

Schließlich regt die Monopolkommission eine vergleichsweise Einigung im Rechtsstreit an, der zwischen der Tank & Rast-Gruppe einerseits und Tesla und Fastned andererseits anhängig ist und der den zügigen Ausbau einer Schnellladeinfrastruktur an den von Tank & Rast bewirtschafteten Autobahnrastanlagen hemmt. Hintergrund des Rechtsstreits ist eine aktuelle Ergänzungsvereinbarung zu den Konzessionsverträgen aus den 1990er Jahre zwischen der Autobahn GmbH des Bundes und der Tank & Rast, in der sich Tank & Rast zur raschen Errichtung von Schnellladepunkten an den von ihr bewirtschafteten Autobahnrastanlagen verpflichtet. Tesla und Fastned sind der Ansicht, die Konzessionserweiterung zugunsten der Tank & Rast hätte vergaberechtlich ausgeschrieben werden müssen. Das OLG Düsseldorf hat die Frage dem EuGH zur Vorabentscheidung vorgelegt. Bis die Vorabentscheidung ergeht, kann wertvolle Zeit verstreichen, die für den Ausbau der Ladeinfrastruktur an Autobahnrastanlagen genutzt werden könnte. Diese Zeit könnte nach Auffassung der Monopolkommission im Interesse eines zügigen Infrastrukturaufbaus genutzt werden, wenn der Rechtsstreit vergleichsweise beigelegt würde.

Oktober 2023
LEITFELD

Aufgrund seiner dichten Siedlungsstruktur hat Deutschland ein großes Potenzial für den Betrieb von Wärmenetzen. Derzeit werden aber nur ca. 14 % aller Haushalte mit Wärme versorgt, das Fernwärmepotenzial wird daher kaum genutzt. Dies soll sich im Zuge der Wärmewende ändern. Anfang 2024 tritt die politisch hoch umstrittene GEG-Novelle in Kraft, die darauf abzielt, durch einen Austausch von Öl- und Gasheizungen Schritt für Schritt das Heizen in Deutschland klimafreundlich zu machen. Künftig soll jede neu eingebaute Heizung in Neubaugebieten auf Basis von 65 % erneuerbarer Energien betrieben werden. Für Bestandsbauten gilt die 65-% -Vorgabe erst dann, wenn die Gemeinden ihre Pläne zur kommunalen Wärmeplanung vorgelegt haben, spätestens Mitte 2026 in großen und Mitte 2028 in kleinen Kommunen. Denn mit der GEG-Novelle eng verzahnt ist der Entwurf eines Gesetzes für die Wärmeplanung (Wärmeplanungsgesetz – WPG-E). Nachdem der Bundesrat sich im ersten Durchgang mit

dem Entwurf befasste, erfolgte die erste Beratung im Bundestag am 13. Oktober. Am Montag, den 16. Oktober, schloss sich eine öffentliche Anhörung des Ausschusses für Wohnen, Stadtentwicklung, Bauwesen und Kommunen an, in dessen Rahmen noch diverse Änderungen und Ergänzungen durch die Sachverständigen angeregt wurden. Das WPG-E schreibt eine Pflicht zur Wärmeplanung vor. Mit einer systematischen Wärmeplanung sollen die Kommunen in die Lage versetzt werden, auf lokaler Ebene gesellschaftlich und wirtschaftlich tragfähige Transformationspfade zur treibhausgasneutralen Wärmeversorgung zu entwickeln und zu beschreiten. Bei Interesse an diesen und weiteren Themen zu Entwicklungen und aktueller Rechtsprechung im Bereich der Wärmenetze senden wir Ihnen gerne unseren aktuellen Newsletter zu (Mail an info@leitfeld-recht.de).

August 2023
Leitfeld

Preisbremsenänderungsgesetz am 3. August in Kraft getreten – zusätzliche Entlastung bei atypischen Minderverbräuchen:

Am 3. August ist das „Gesetz zur Änderung des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes, zur Änderung des Strompreisbremsegesetzes sowie zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher, umweltrechtlicher und sozialrechtlicher Gesetze“ in Kraft getreten. Mit ihm werden zahlreiche Bestimmungen des EWPBG und des StromPBG geändert (hinsichtlich des EWPBG enthält das Preisbremsenänderungsgesetz 25 und hinsichtlich des StromPBG 29 einzelne Änderungspunkte). Außerdem werden das Soforthilfegesetz, das EEG, das Energiefinanzierungsgesetz, das EnWG, aber auch das SGB, das Krankenhausfinanzierungsgesetz und das BImSchG überarbeitet.

Mit den Änderungen des EWPBG und des StromPBG ist insbesondere die Aufnahme eines neuen Teils 3a bzw. 2a „Entlastung für atypische Minderverbräuche“ verbunden. Die entsprechenden Regelungen (§ 37a EWPBG und § 12b StromPBG) betreffen Unternehmen, die aus atypischen Gründen im Jahr 2021 einen gegenüber 2019 um mindestens 40% niedrigeren Energieverbrauch hatten und als Folge eine um mehr als 10.000 € (Gas) bzw. 1.000 € (Strom) niedrigere Entlastungssumme nach den Energiepreisbremsen erhalten. Sie können vom 1. bis 30. September 2023 bei der (noch einzurichtenden) Prüfbehörde einen Antrag auf (zusätzliche) Entlastung stellen. 

April 2023
Dr. Margret Schellberg

Die Bundesregierung hat dem Bundesrat am 20. April 2023 den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes, zur Änderung des Strompreisbremsegesetzes sowie zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher und sozialrechtlicher Gesetze (BR-Drs. 167/23, abrufbar unter https://dserver.bundestag.de/brd/2023/0167-23.pdf) vorgelegt. Mit ihm soll dem Anpassungsbedarf Rechnung getragen werden, der im Lichte der ersten Erfahrungen mit der Umsetzung der betroffenen Gesetze identifiziert wurde. Zwar existiert bereits ein Gesetz zur Änderung des Strompreisbremsegesetzes sowie zur Änderung des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes (BT-Drs. 20/5994, abrufbar unter (https://dserver.bundestag.de/btd/20/059/2005994.pdf); allerdings wurde damit im Wesentlichen eine Rechtsgrundlage eingeführt, um juristische Personen des Privatrechts als Prüfbehörde zu beleihen.

Angesichts der zahlreichen FAQ-Listen, die auch nur die Spitze des Eisbergs der praktischen Herausforderungen mit der Anwendung dieser Gesetze darstellen, ist die Formulierung der Bundesregierung euphemistisch. Die Auslegungsschwierigkeiten und Rechtsunsicherheiten sind zahlreich und werden auch mit dem jetzt vorliegenden Gesetzentwurf nicht vollständig beseitigt werden können. Insbesondere hofft man vergeblich auf eine Vereinfachung der Preisbremsengesetze, statt dessen hat die Bundesregierung neue Vorschriften eingefügt:

  • Künftig sollen Energielieferanten der Prüfbehörde offensichtliche Anhaltspunkte für das Überschreiten einer Höchstgrenze mitteilen (§ 19 Abs. 7-12 EWPBG bzw. § 11 Abs. 7-12 StromPBG-E). Dazu wird ein antragloses Verfahren eingeführt, mit dem die Prüfbehörde die Überschreitungen der Höchstgrenzen feststellen kann. Soweit eine Überschreitung festgestellt wird, soll die Prüfbehörde gem. § 19 Abs. 10 EWPBG bzw. § 11 Abs. 10 StromPBG die ungerechtfertigten Mehrbeträge per Verwaltungsakt von den Letztverbrauchern und Kunden zurückfordern. Damit wird die Prüfbehörde in die Lage versetzt, von sich aus Höchstgrenzen zu überprüfen und überzahlte Beträge zurückzufordern. Der mögliche Rückforderungsanspruch des Energieversorgungsunternehmens im Rahmen der Endabrechnung erlischt mit diesem Vorgang.
  • § 37a EWPBG-E und § 12b StromPBG-E sollen gewerbliche Endkunden, deren Energieverbrauch im Jahr 2021 durch die Belastungen durch die Corona-Pandemie oder die Flutkatastrophe mindestens 50 Prozent unter dem üblichen Jahresverbrauch lagen, ermöglichen, zusätzliche Entlastungen zu beantragen. Der Wortlaut schließt allerdings derzeit (Netz-)Entnahmestellen aus, die im Standardlastprofil bilanziert werden. Der Antrag erfordert umfassende Nachweise gegenüber der Prüfbehörde. So sind neben dem Bescheid über Corona-/Fluthilfen auch Nachweise für den niedrigeren Verbrauch, bereits erhaltene Entlastungszahlungen aus der Gas- und Strompreisbremse und andere Nachweise und Erklärungen zur Verfügung zu stellen.
  • §§ 14 Abs. 4, 29a Abs. 1 a StromPBG-E sollen den nachträglichen Ausgleich von Ansprüchen zwischen dem Betreiber der Stromerzeugungsanlage und dem Netzbetreiber regeln, an dessen Netz die Stromerzeugungsanlage angeschlossen ist. Dies betrifft die für die Ermittlung der Überschusserlöse erforderlichen Werte. Diese sollen, soweit sie bis zum Ablauf der Ermittlungsfrist für die Überschusserlöse noch nicht feststehen, vorläufig mitgeteilt werden. Sobald die Werte feststehen, sind diese unverzüglich nachzumelden. Ergibt sich bei der Mitteilung der finalen Werte ein positiver oder negativer Differenzbetrag zu dem Überschusserlös, der aufgrund vorläufiger Mitteilung für den Abrechnungszeitraum berechnet worden ist, so müssen der Betreiber der Stromerzeugungsanlage und der Netzbetreiber, an dessen Netz die Stromerzeugungsanlage angeschlossen ist, den Differenzbetrag unverzüglich ausgleichen.

Die Beratung im Bundesrat ist bereits am 12. Mai 2023 vorgesehen. Die Bundesregierung hat die besondere Eilbedürftigkeit gem. Art. 76 Abs. 2 S. 4 GG damit begründet, dass ein schnellerer Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens erreicht werden soll. Mit diesem Verfahrensschritt wird es der Bundesregierung möglich sein, den Gesetzentwurf dem Bundestag bereits nach Verstreichen einer verkürzten Wartezeit zuzuleiten, d.h. ohne Abwarten der Regelfrist und damit ggf. vor Eingang der Stellungnahme des Bundesrates.

April 2023
Konrad Riemer

Grüne synthetische Kraftstoffe – EU-Kommission nimmt Delegierte Verordnung zur Festlegung einer Unionsmethode mit detaillierten Vorschriften für die Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr an

In den vergangenen Wochen wurde auf höchster politischer Ebene über Sinn und Unsinn des Einsatzes grüner E-Fuels im Straßenverkehr gestritten. Auf Druck der deutschen Bundesregierung will die EU-Kommission eine Ausnahme vom grundsätzlichen Verbot der Neuzulassung von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren ab 2035 durch die am 28. März 2023 angenommene Verordnung zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/631 im Hinblick auf eine Verschärfung der CO2-Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen und für neue leichte Nutzfahrzeuge im Einklang mit den ehrgeizigeren Klimazielen der Union vorsehen. Hierzu will sie einen Delegierten Rechtsakt erlassen, demzufolge auch nach 2035 Fahrzeuge mit Verbrennermotoren zugelassen werden dürfen, sofern sie mit grünen E-Fuels betrieben werden. Auch in der Auseinandersetzung der Regierungskoalition sprach sich die FDP für, die Grünen gegen eine Nutzung von E-Fuels im Individualstraßenverkehr aus. Im Koalitionsausschuss wurde als Verhandlungsergebnis eine verstärkte Nutzung des Potenzials synthetischer Kraftstoffe auch im Straßenverkehr vereinbart, s. Koalitionsbeschluss „Modernisierungspaket für Klimaschutz und Planungsbeschleunigung“ vom 28. März 2023.

Ganz anders als im Individualstraßenverkehr ist dagegen weitgehend unbestritten, dass grüne synthetische Kraftstoffe – sog. flüssige und gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs bzw. RFNBOs (renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin) (im Folgenden: grüne E-Fuels) – in denjenigen Sektoren eine wichtige Rolle spielen werden, die voraussichtlich langfristig auf flüssige Brennstoffe angewiesen sein werden, insbesondere also im See- und Luftverkehr.

Die Erneuerbare Energien Richtlinie (EU) 2018/2001 (im Folgenden: RED II) sieht in Art. 27 RED II Berechnungsregeln für die Bestimmung des Anteils grünen Stroms in grünen E-Fuels vor und damit Regelungen zur Anrechenbarkeit von grünen E-Fuels auf die obligatorischen Mindestanteile erneuerbarer Energien im Verkehrssektor. Diese Regeln werden nunmehr im Delegierten Rechtsakt der Kommission vom 10. Februar 2023, C(2023) 1087 final, näher konkretisiert. Im Folgenden geben wir einen Überblick über die wesentlichen Regeln des Delegierten Rechtsakts vom 10. Februar 2023 (im Folgenden: Delegierter Rechtsakt).

Anrechenbarkeit von Grünstrom aus direkt mit dem Elektrolyseur verbundenen EE-Anlagen

  • Strom, der in einer Anlage zur Herstellung von grünen E-Fuels (im Folgenden: Erzeugungsanlage oder Elektrolyseur) verwendet wird, kann gem. Art. 27 Abs. 3 Unterabs. 5 RED II dann in vollem Umfang als „erneuerbar“ angerechnet werden, wenn er
    • aus einer Anlage stammt, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt (EE-Anlage),
    • eine direkte Verbindung zwischen der EE-Anlage und der Erzeugungsanlage besteht,
    • die EE-Anlage gleichzeitig oder nach der Erzeugungsanlage in Betrieb genommen wird (Zusätzlichkeitskriterium) und
    • die EE-Anlage nicht an das allgemeine Stromnetz angeschlossen ist oder die EE-Anlage zwar an das allgemeine Stromnetz angeschlossen ist, der zur Erzeugung der grünen E-Fuels eingesetzte Strom aber nachweislich bereitgestellt wird, ohne dass der Strom aus dem Netz entnommen wurde.
  • Der Delegierte Rechtsakt konkretisiert bzw. ändert diese Voraussetzungen nunmehr wie folgt:
    • Für den Begriff der „direkten Verbindung“ verweist Art. 2 Abs. 2 des Delegierten Rechtsakts auf die Definition der „Direktleitung“ nach Art. 2 Nr. 41 der RL (EU) 2019/944. Eine „Direktleitung“ ist danach entweder eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Erzeuger und einen Versorger zur direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, ihren Tochterunternehmen und ihren Kunden verbindet.
    • Das Zusätzlichkeitskriterium wird über den Wortlaut des Art. 27 Abs. 3 Unterabs. 5 lit. a RED II hinaus gelockert. Während die RED II verlangt, dass die EE-Anlage ihren Betrieb „nach oder gleichzeitig“ mit der Erzeugungsanlage aufnehmen muss, ist das Zusätzlichkeitskriterium nach dem Delegierten Rechtsakt auch dann erfüllt, wenn die EE-Anlage ihren Betrieb bis zu 36 Monate vor der Erzeugungsanlage aufgenommen hat (Art. 3 Abs. 1 lit. b Delegierter Rechtsakt). Mit der Lockerung der zeitlichen Korrelation zwischen EE-Anlage und Erzeugungsanlage soll dem Umstand Rechnung getragen werden, dass es bei der Errichtung der Erzeugungsanlage zu unerwarteten Problemen in der Planungs- oder Bauphase kommen kann und diese Verzögerungen der Inbetriebnahme die Anrechenbarkeit des erneuerbar erzeugten Stroms aus der zusätzlich errichteten EE-Anlage nicht vereiteln sollen.
    • Eine weitere Konkretisierung betrifft die Frage, unter welchen Voraussetzungen Strom als vollständig erneuerbar angesehen werden kann, wenn die EE-Anlage, in der der Strom zur Herstellung der grünen E-Fuels erzeugt wird, nicht nur die Erzeugungsanlage versorgt, sondern auch an das allgemeine Stromnetz angeschlossen ist. Die RED II verlangt insoweit, dass die zur Herstellung der grünen E-Fuels eingesetzte Elektrizität nachweislich nicht dem allgemeinen Stromnetz entnommen worden ist und, so lässt sich ergänzen, damit klar ist, dass der Strom aus der EE-Anlage stammt. Der Delegierte Rechtsakt verlangt zusätzlich, es müsse durch ein Smart Metering System nachgewiesen werden, dass kein Strom zur Herstellung von grünen E-Fuels aus dem Netz entnommen wurde. Nicht geklärt ist damit allerdings, wie über ein Smart Metering System sicherzustellen ist, dass der Elektrolyseur nicht über die Direktleitung zur EE-Anlage und deren Anschluss an das allgemeine Stromnetz mittelbar mit Elektrizität aus dem allgemeinen Netz versorgt wird. Denkbar wäre insoweit, Smart Meter sowohl in der EE-Anlage als auch im Elektrolyseur einzusetzen.

Anrechenbarkeit von Grünstrom in grünen Gebotszonen

  • Bezieht die Erzeugungsanlage den Strom zur Herstellung von grünen E-Fuels nicht aus einer EE-Anlage, die über eine Direktleitung mit der Erzeugungsanlage verbunden ist, sondern aus dem allgemeinen Stromnetz, richten sich die konkretisierten Regeln zur Anrechenbarkeit der bezogenen Grünstrommengen nach den Artt. 4 ff. des Delegierten Rechtsakts:
    • Eine Anrechnung von aus dem allgemeinen Stromnetz bezogener Elektrizität als vollständig grün kommt nach Art. 4 Abs. 1 Delegierter Rechtsakt dann in Betracht, wenn der Elektrolyseur in einer Stromgebotszone liegt, in der der durchschnittliche Anteil erneuerbaren Stroms bei über 90 % im zurückliegenden Kalenderjahr lag und die Betriebsstunden des Elektrolyseurs zur Herstellung der grünen E-Fuels pro Jahr nicht über den Anteil von erneuerbar erzeugtem Strom pro Jahr hinausgehen. Beträgt beispielsweise der Grünstromanteil in der Gebotszone 95 %, so darf der Elektrolyseur nicht mehr als 95 % der Stunden eines Jahres grüne E-Fuels erzeugen. Dieses Erfordernis dürfte in der Regel leicht einzuhalten sein, da die wenigsten Elektrolyseure vollständig wartungsfrei in sämtlichen 8.760 Stunden eines Jahres produzieren können.
    • Unter den zusätzlichen Voraussetzungen zeitlicher und geographischer Korrelation können Strommengen, die dem allgemeinen Stromnetz entnommen worden sind, auch dann als vollständig erneuerbar angesetzt werden, wenn der Elektrolyseur in einer Stromgebotszone liegt, in der die Emissionsintensität von Elektrizität niedriger als 18gCO2eq/MJ beträgt, s. Art. 4 Abs. 2 Delegierter Rechtsakt.

Anrechenbarkeit von Grünstrom im Übrigen

  • Wenn weder die Voraussetzungen nach Art. 4 Delegierter Rechtsakt noch nach Art. 5 Delegierter Rechtsakt erfüllt sind, kann Strom, der dem allgemeinen Netz entnommen worden ist, nur unter den allgemeinen Voraussetzungen für die Zusätzlichkeit sowie die zeitliche und geographische Korrelation nach den Artt. 5, 6 und 7 Delegierter Rechtsakt als vollständig erneuerbar erzeugter Strom angerechnet werden.
    • Zusätzlichkeit (Art. 5 Delegierter Rechtsakt): Der zur Herstellung von grünen E-Fuels eingesetzte Grünstrom kann dann vollständig als grün angerechnet werden, wenn er in einer EE-Anlage des Herstellers der grünen E-Fuels erzeugt worden ist oder der Grünstrom über einen Grünstrombezugsvertrag (renewables power purchase agreement) bezogen worden ist. Hinzukommen muss im Grundsatz allerdings, dass die EE-Anlage frühestens 36 Monate vor dem Elektrolyseur in Betrieb genommen worden ist (Art. 5 lit. a Delegierter Rechtsakt) und keine Betriebs- oder Investitionsbeihilfen erhalten hat (Art. 5 lit. b Delegierter Rechtsakt). Diese zusätzlichen Voraussetzungen gelten nach Art. 11 Delegierter Rechtsakt bis zum 1. Januar 2038 allerdings nicht für solche Elektrolyseure, die vor dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen worden sind.
    • Zeitliche Korrelation (Art. 6 Delegierter Rechtsakt): Auch im Hinblick auf die zeitliche Korrelation differenziert der Delegierte Rechtsakt zwischen zwei Zeiträumen: Bis zum 31. Dezember 2029 gilt das Erfordernis der Gleichzeitigkeit als erfüllt, wenn die grünen E-Fuels und der erneuerbare Strom im gleichen Kalendermonat erzeugt wurden bzw., falls der Strom aus einem neu errichteten Stromspeicher stammt, der Stromspeicher in dem Monat geladen wurde, in dem der Strom unter dem Grünstrombezugsvertrag erzeugt worden ist. Ab dem 1. Januar 2030 gilt statt der Monats- eine Stundenkorrelation.
    • Geographische Korrelation (Art. 7 Delegierter Rechtsakt): Um Netzengpässe zwischen verschiedenen Gebotszonen zu vermeiden, konkretisiert Art. 7 des Delegierten Rechtsakts die Anforderungen an die geographische Korrelation zwischen Grünstromerzeugung und Grünstrombezug. Nach dem Delegierten Rechtsakt ist die Anforderung an eine geographische Korrelation in den folgenden Fällen erfüllt: Die EE-Anlage, aus der der über den Grünstrombezugsvertrag bereitgestellte Strom stammt, befindet sich in der gleichen Gebotszone wie der Elektrolyseur (Art. 7 Abs. 1 lit. a Delegierter Rechtsakt) bzw. in einer Offshore-Gebotszone, die mit der Gebotszone verbunden ist, in der der Elektrolyseur betrieben wird (Art. 7 Abs. 1 lit. c Delegierter Rechtsakt). Alternativ ist von einer geographischen Korrelation auch dann auszugehen, wenn die EE-Anlage in einer verbundenen Gebotszone betrieben wird und die Strompreise in dieser verbundenen Gebotszone im Day-Ahead-Markt in Bezug auf den Monats- bzw. Tageszeitraum nach Art. 6 Delegierter Rechtsakt gleich hoch oder höher sind als in der Gebotszone, in der die Erzeugungsanlage betrieben wird (Art. 7 Abs. 1 lit. b Delegierter Rechtsakt). Denn in diesem Fall ist wegen der Import-Preissignale in der Hochpreisgebotszone nicht zu befürchten, dass der gebotszonenübergreifende Transit des Grünstroms in die Niedrigpreisgebotszone Netzengpässe verursacht.

Nachweise der Grünstromeigenschaft

Schließlich konkretisiert Art. 8 Delegierter Rechtsakt die Nachweispflichten der Erzeuger von grünen E-Fuels, die den Einsatz von Grünstrom in Übereinstimmung mit den Anforderungen nach dem Delegierten Rechtsakt auf Stundenbasis nachweisen müssen.

Geltung der Anrechenbarkeitsregeln auch für grüne E-Fuels aus dem Nicht-EU-Ausland

Die ohnehin anspruchsvollen Regeln für die Anrechenbarkeit des Grünstromanteils in grünen E-Fuels sollen nicht nur für innerhalb, sondern auch für außerhalb der EU erzeugte grüne E-Fuels gelten. Hierbei können sich komplexe Rechtsfragen stellen, falls ein Drittstaat nicht über identische Rechtsinstitute oder Stromversorgungsstrukturen verfügt wie die Mitgliedstaaten der EU. Insgesamt wird die Anwendung der ohnehin anspruchsvollen Berechnungsregeln durch den Delegierten Rechtsakt nicht einfacher.

April 2023
Leitfeld / ChatGPT

Nur wenige Wochen nach Erlass des Delegierten Rechtsakts der EU-Kommission zur Berechnung des Grünstromanteils in RFNBOs (dazu der Beitrag von Konrad Riemer) zieht die Europäische Kommission die Entwicklungslinien erneuerbarer Technologien nochmals nach. Aufgrund der rasanten technischen Entwicklung kommt die Behörde immer öfter unter Zugzwang, so auch jetzt, da gleich zwei Unternehmen aus Schottland und Chile die Marktreife der Electric EEL-Technologie verkündeten. Die dahinter stehende Idee ist so einfach wie (ein)leuchtend: Steht Elektrolyseuren kein EE-Strom zur Verfügung, kann durch die Aktivierung von Zitteraalen mit Stimulanzmitteln (hochdosiertes Koffein) eine Mindestlasterzeugung für bis zu zwei Stunden aufrechterhalten werden und die Anlage so strompreisoptimiert gefahren werden.

Die Technologie wirft aber die Frage der Abgrenzung zwischen Aquakulturregulierung und RED II Vorgaben auf. Eine erste Arbeitsfassung eines Rechtsaktes der EU-Kommission, der sich der Aufgabe annimmt, liegt LEITFELD vor. Ein Auszug:

EU-VERORDNUNG Nr. [Nummer]/[Jahr] DER KOMMISSION

vom [Datum]

über die Regulierung der Elektrolyseanlagen im Verhältnis zur Aalquote

GESTÜTZT AUF DEN VERTRAG ZUR GRÜNDUNG DER EUROPÄISCHEN UNION,

gestützt auf die Verordnung (EU) Nr. [Nummer] / [Jahr] des Europäischen Parlaments und des Rates vom [Datum] über die Aquakultur und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1647/2003 des Rates, insbesondere auf Artikel [Nummer],

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Die Aquakultur ist ein wichtiger Wirtschaftszweig in der Europäischen Union und trägt zur Versorgung mit hochwertigen Lebensmitteln bei.

(2) Elektrolyseanlagen werden in der Aquakultur eingesetzt, um die Wasserqualität zu verbessern und Krankheiten zu bekämpfen.

(3) Der Europäische Rat hat in seinen Schlussfolgerungen vom [Datum] die Bedeutung der Nachhaltigkeit der Aquakultur betont.

(4) Um sicherzustellen, dass Elektrolyseanlagen in der Aquakultur nachhaltig betrieben werden, ist es notwendig, ein Verhältnis zwischen der Erzeugung von Aalen und der chemischen Erzeugung zu schaffen.

(5) Um die nachhaltige Aquakultur zu fördern, dürfen Förderungen aus beiden Bereichen nicht kumuliert werden.

(6) Es ist notwendig, eine einheitliche Regelung für die Elektrolyseanlagen in der Aquakultur in der Europäischen Union zu schaffen.

HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:

Artikel 1

Gegenstand und Geltungsbereich

Diese Verordnung regelt das Verhältnis zwischen der Erzeugung von Aalen und der chemischen Erzeugung in der Elektrolyseanlage, die in der Aquakultur eingesetzt wird.

Artikel 2

Verhältnis von Aalerzeugung und chemischer Erzeugung

Die Elektrolyseanlage unterliegt einem Verhältnis von Aalerzeugung und chemischer Erzeugung (Aalquote). Dies bedeutet, dass die Menge der erzeugten Aale proportional zur Menge der erzeugten Chemikalien sein muss.

Artikel 3

Kumulierung von Förderungen

Förderungen aus beiden Bereichen dürfen nicht kumuliert werden. Die Förderung aus der Aalerzeugung und der chemischen Erzeugung müssen getrennt voneinander beantragt und bewilligt werden.

Artikel 4

Inkrafttreten und Geltungsdauer

Diese Verordnung tritt am Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.

Diese Verordnung gilt für einen Zeitraum von [Nummer] Jahren.

Artikel 5

Adressaten

Diese Verordnung ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.

Geschehen zu [Ort], am [Datum].

Für die Kommission
[Unterschrift]

Mit dieser erstaunlichen Beschleunigung im Rechtssetzungsverfahren beweist die EU-Kommission Handlungsfähigkeit. Aus Kreisen der Behörde verlautete, dass der Einsatz künstlicher Intelligenz der Schlüssel zum Erfolg ist. Aber auch der nationale Gesetzgeber ist gefordert. Die Einbindung von Zitteraalen – jedenfalls schwarzstartfähigen Zitteraalen – in die Bewirtschaftung von Netzengpässen wird ein Pfeiler der Energiewende werden müssen.

LEITFELD und ChatGPT wünschen einen schönen 1. April! 

 

 

März 2023
Christoph Sieberg

Die Bundesnetzagentur beabsichtigt, von der ihr in § 118 Abs. 46d EnWG eingeräumten Kompetenz zur Festlegung von Regelungen für die Bestimmung des kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatzes für Verteilernetzbetreiber Gebrauch zu machen. Sie hat am 08.03.2023 Eckpunkte einer solchen Festlegung veröffentlicht.

118 Abs. 46d EnWG ist erst Ende des Jahres 2022 in das EnWG eingefügt worden und soll der Entwicklung der Fremdkapitalzinsen Rechnung tragen, die das jahrelange Niedrigzinsniveau teilweise sprunghaft verlassen haben. Die u.a. durch den Ukraine-Krieg ausgelöste Teuerung der Energiepreise und die dadurch eintretende Inflation haben erhebliche Auswirkung auf die Netzwirtschaft, in der die regulierten Netzentgelte vergangenheitsbasiert ermittelt werden. Historische Zinsniveaus sind jedoch nicht mehr repräsentativ für die Fremdkapitalkosten. Ohne Anpassung wäre dauerhaft eine Refinanzierung der Investitionen in die Energieinfrastruktur nicht mehr zu marktgerechten Bedingungen möglich. Die Flexibilisierung der Fremdkapitalzinssätze kann insoweit nur ein erster Schritt sein. Überlegungen der Bundesnetzagentur, die Eigenkapitalzinssätze ebenfalls an die Entwicklungen anzupassen, müssen zeitnah in konkrete gesetzgeberische oder regulatorische Regelungsvorschläge münden.

118 Abs. 46d EnWG sieht die Möglichkeit einer Festlegung sowohl für den Fall steigender Zinssätze (zur Sicherstellung der Investitionsfähigkeit der Verteilernetzbetreiber) als auch für den Fall fallender Zinssätze (zur Wahrung der Grundsätze einer preisgünstigen Versorgung) vor. Die Ermächtigungsnorm ist weit gefasst und nicht auf die dort genannten drei Regelungsmaterien (z.B. Bestimmung für eine von der Regulierungsperiode abweichenden Dauer, Begrenzung auf Neuinvestitionen) beschränkt („insbesondere“). Damit hat die Bundesnetzagentur „freie Hand“, Anlass und Methode einer Anpassung der Fremdkapitalzinssätze zu bestimmen.

Der Gesetzgeber weist in der Begründung zu § 118 Abs. 46d EnWG mit Blick auf das Urteil des EuGH vom 02.09.2021 (C-718/18) darauf hin, dass die Vorschrift eine Übergangsregelung sei; schließlich ist der deutsche Gesetzgeber aufgerufen, die derzeit – nach Auffassung des EuGH – noch durch die normative Regulierung der Energiewirtschaft eingeschränkte Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur sicherzustellen. Vor diesem Hintergrund kann schon die Frage gestellt werden, ob der deutsche Gesetzgeber überhaupt noch eine Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur regeln darf, da diese ihre Kompetenz direkt und unmittelbar aus dem europäischen Recht ableitet. Diese und weitere Fragen im Zusammenhang mit den Auswirkungen des EuGH-Urteils dürften angesichts der für diesen März angekündigten Veröffentlichung der ersten Vorschläge einer EnWG-Novelle in den nächsten Wochen und Monaten intensiv diskutiert werden.

Gemäß dem Eckpunktepapier besteht der Regelungsansatz der Bundesnetzagentur darin, für die Verteilernetzbetreiber die Rechtslage zu schaffen, die bereits für die Übertragung -und Fernleitungsnetzbetreiber etabliert ist (vgl. § 10a Abs. 7 S. 5 ARegV). Sie soll die bisherige Methode der Bildung eines Fremdkapitalzinssatzes ersetzen, für den auf den Zinsdurchschnitt der letzten 10 Jahre zurückgegriffen wurde und der für die Dauer der Regulierungsperiode Anwendung fand. In Zukunft könnten danach die Verteilernetzbetreiber bei der Beantragung eines Kapitalkostenaufschlags für die Anlagenzugänge den aktuellen Fremdkapitalzinssatz ansetzen, regelmäßig den des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres. Dieser Zinssatz soll in späteren Kalenderjahren, in denen die jeweiligen Anlagegüter in der kalkulatorischen Verzinsungsbasis zu berücksichtigen sind, unverändert bleiben. Wie bei den Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreibern ergibt sich der Zinssatz aus dem arithmetischen Mitteln von durch die Deutsche Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen bzw.  Zinsreihen (vgl. § 10a Abs. 7 S. 5 ARegV). Abweichungen zwischen Plan- und Ist-Werten werden über das Regulierungskonto ausgeglichen (§ 5 Abs. 1a ARegV i.V.m. § 4 Abs. 4 S. 1 Nr. 1a ARegV).

Die Neuregelung in § 118 Abs. 46d EnWG und die darauf noch zu erlassende Festlegung können als weitere Bausteine einer verbesserten Refinanzierung von Kapitalkosten angesehen werden. Diese erfahren im System der Anreizregulierung eine Besserstellung gegenüber den Betriebskosten, weil sie im Rahmen des § 10a ARegV jährlich aktualisiert angesetzt werden können. Umso mehr fällt die Andersbehandlung der Betriebskosten auf, die nur dann zeitnäher angepasst werden können, wenn sie als dauerhaft nicht beeinflussbare oder als volatile Kostenanteile gelten (§ 11 Abs. 2, 5 ARegV i.V.m. § 4 Abs. 3 S. 1 Nr. 2, 3 ARegV). Eine solche Andersbehandlung ist jedenfalls in den Fällen nicht gerechtfertigt, in denen die Netzbetreiber energiewendebedingte Zusatzaufgaben erfüllen, die nicht nur kapitalkosten-, sondern insbesondere auch betriebskostenintensiv sind