Oberlandesgericht Dresden (Sachsen, )
Urteil vom 2020-09-25, Aktenzeichen 7 U 25/18
ECLI: ECLI:DE:OLGNAUM:2020:0925.7U25.18.00

Tenor:
Orientierungssatz
Nach Maßgabe der höchstrichterlichen Rechtsprechung zum Begriff des Netzengpasses i.S.v. § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014 (vgl. BGH, Urteil v. 11. Februar 2020 - XIII ZR 27/19, Rz. 20 ff., ZNER 2020, 242) liegt eine – die Entschädigungspflicht begründende – Netztrennung auch dann vor, wenn der Netzbetreiber wegen der anstehenden Durchführung von Reparatur-, Instandhaltungs- bzw. Netzausbaumaßnahmen an einem Netzstrang zwei sonst separate Blöcke im Umspannwerk über eine Kupplung vorübergehend miteinander verbindet (sog. Notbetrieb), dadurch einen einheitlichen, beide Sammelschienen umfassenden Netzbereich schafft und sodann eine Windkraftenergieanlage, welche im Normalbetrieb über den zu reparierenden Netzstrang angeschlossen ist, vom Netz trennt.(Rn.18)
Verfahrensgang
Auf die Berufung der Klägerin wird das am 16. Februar 2018 verkündete Urteil der 5. Zivilkammer des Landgerichts Halle, Gz: 5 O 432/16, in der Fassung des am 5. Oktober 2018 verkündeten Senatsurteils, soweit dieses rechtskräftig ist, unter Zurückweisung der Berufung im Übrigen teilweise abgeändert und die Beklagte verurteilt, an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG, E. Platz, M. , weitere 89.470,54 € nebst Zinsen in Höhe von fünf Prozentpunkten über dem Basiszinssatz seit dem 21. Dezember 2016 zu zahlen.
Die Beklagte hat die Kosten des Rechtsstreites einschließlich des Revisionsverfahrens zu tragen.
Das Urteil ist vorläufig vollstreckbar. Die Beklagte darf die Vollstreckung durch Sicherheitsleistung in Höhe von 110 % des aufgrund des Urteils vollstreckbaren Betrages abwenden, wenn nicht die Klägerin vor der Vollstreckung Sicherheit in Höhe von 110 % des zu vollstreckenden Betrages leistet.

Tatbestand:
Die Klägerin, die den in ihren Windenergieanlagen erzeugten Strom in das Verteilernetz der Beklagten einspeist, begehrt von der Beklagten Entschädigungszahlungen und Aufwendungsersatz nach dem EEG für mehrere Netztrennungen in den Jahren 2014 bis 2016.
Wegen der Einzelheiten wird auf das angefochtene landgerichtliche Urteil und das Senatsurteil vom 5. Oktober 2018 Bezug genommen.
Auf die Revision der Klägerin hat der Bundesgerichtshof mit Urteil vom 11. Februar 2020 Gz: XIII ZR 27/19, das Senatsurteil vom 5. Oktober 2018 insoweit aufgehoben, als der Senat zum Nachteil der Klägerin erkannt hatte, und die Sache zur erneuten Verhandlung und Entscheidung - auch über die Kosten des Revisionsverfahrens - an den Senat zurückverwiesen. Auf das Urteil des Bundesgerichtshofs vom 11. Februar 2020 wird Bezug genommen. Klargestellt wird, dass sich das Teilanerkenntnis der Beklagten über 614,25 € nicht auf die Entschädigungs- und Aufwendungsersatzansprüche für eine weitere Netztrennung bezogen hat. Es sind daher zwischen den Parteien nach wie vor Entschädigungs- und Aufwendungsersatzansprüche aus fünfzehn Netztrennungen - von ursprünglich achtzehn - im Streit.
Gegenstand des Teilanerkenntnisses der Beklagten waren zum einen die Aufwendungsersatzansprüche für die Netztrennungen vom 15. März 2014, 21. März 2014 und 14. April 2014, für die das Landgericht den Entschädigungsanspruch - unter Verneinung jeweils eines Aufwendungsersatzanspruches - zugesprochen hatte. Für die Wiederinbetriebnahme der Windenergieanlage am 15. März 2014 waren der Klägerin Aufwendungen in Höhe von 191,50 € netto (Rechnung der B. GmbH vom 22. September 2014, Rechnungsnummer RE 455/09/14), für die am 21. März 2014 in Höhe von 49,00 € netto (Rechnung der B. GmbH vom 22. September 2014, Rechnungsnummer RE 457/09/14) und für die am 14. April 2014 in Höhe von 166,50 € netto (Rechnung der B. GmbH vom 22. September 2014, Rechnungsnummer RE 460/09/14), mithin insgesamt iHv. 407,00 € entstanden. Darüber hinaus hat die Beklagte im Termin vom 7. September 2018 die geltend gemachten Aufwendungsersatzansprüche auch für die Netztrennung vom 7. Mai 2015 anerkannt. Für die Netztrennung vom 7. Mai 2015 waren der Klägerin Aufwendungen in Höhe von 48,75 € und 24,50 € für Personalkosten und 134,00 € für Reisekosten, insgesamt mithin 207,25 € entstanden (Rechnung der B. GmbH vom 04.09.2015, Rechnungsnummer RE 122/09/15). Insoweit war die Entschädigung, nicht aber der Aufwendungsersatz von der Beklagten bereits vorgerichtlich geleistet worden. Die Summe dieser Aufwendungsersatzansprüche ergibt den von der Beklagten anerkannten Betrag iHv. 614,25 €, der dem - insoweit rechtskräftigem - Senatsurteil vom 5. Oktober 2018 zugrunde liegt.
Die Klägerin begehrt nach Abtretung vom 8. August 2018 Zahlung an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG.
Der von der Klägerin betriebene Windpark D. II ist neben weiteren Einspeiseanlagen am Block A im Umspannwerk Z. angeschlossen. Block A ist der Sammelschienenblock am Trafo T 102. Daneben gibt es im Umspannwerk Z. den Sammelschienenblock B am Trafo T 101, an dem ebenfalls Einspeiseanlagen angeschlossen sind. Beide Trafos werden getrennt voneinander betrieben und haben jeweils dieselbe Kapazität von 52 MVA. Bei wartungsbedingter Abschaltung oder bei Ausfall eines Trafos besteht die Möglichkeit, die Blöcke A und B zu verbinden, um die Versorgung/Einspeisung über den anderen noch in Betrieb befindlichen Trafo nach Können und Vermögen für den sonst abgeschalteten spannungslosen Block zu ermöglichen (Notbetriebsfall). Die Verbindung der beiden Netzbereiche erfolgt über eine Kupplung, die in diesem Fall geschlossen wird. Die Kupplung ist nur für den Notbetrieb vorgesehen.
Die Klägerin ist der Auffassung, bei den noch streitigen Netztrennungen hätten jeweils entschädigungspflichtige Netzengpässe im Sinne von § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014 vorgelegen.
Die Parteien verfolgen die vor dem Revisionsverfahren gestellten Anträge weiter.
Die Beklagte ist der Auffassung, der Begriff des „Netzbereichs“, auf den der Bundesgerichtshof für die Frage der Entschädigungspflichtigkeit nach § 12 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 15 Abs. 1 EEG 2015 abstelle, könne nur soweit gehen, wie der Stromfluss im Netz und damit der Netzbetrieb im Normalbetrieb möglich sei. Der „Netzbereich“ umfasse nur alle im Normalbetrieb galvanisch mit der Einspeiseanlage verbundenen Netzelemente in der jeweiligen Anschlussnetzebene. Welche Netzelemente im Normalbetrieb jeweils galvanisch miteinander verbunden seien, sei im Einzelfall zu betrachten. In dem Umspannwerk Z. bestünden danach zwei separate Netzbereiche. Ein Netzbereich bestehe aus Block A mit Trafo T 102 und ein weiterer Netzbereich bestehe aus Block B mit Trafo T 101. Diese müssten auch nach Schließung der Kuppelung voneinander getrennt betrachtet werden.
Hiervon ausgehend sei auch der gesamtwirtschaftlich günstigste Verknüpfungspunkt bestimmt worden. Für die Ermittlung des gesamtwirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunktes würden etwaige Verwendungsmöglichkeiten zwischen den Netzbereichen für den Notbetrieb nicht berücksichtigt. Ein Anspruch auf eine Einspeisung im Notbetrieb (n-1 Sicherheit) bestehe nicht. Ein Einspeiseanlagenbetreiber müsse es grundsätzlich hinnehmen, dass ein Betriebsmittel ausfalle und in diesem Fall vorübergehend keine Einspeisung möglich sei. Dieser Umstand sei der Klägerin im Rahmen der Anschlussplanung auch mitgeteilt worden. Die Klägerin habe die entsprechende netztechnische Stellungnahme bestätigt.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige, insbesondere form- und fristgerechte Berufung der Klägerin ist, soweit über sie noch nicht mit Senatsurteil vom 5. Oktober 2018 rechtskräftig entschieden worden ist, mit Ausnahme eines Teils der Zinsforderung begründet. Bezüglich des weitergehenden Zinsanspruchs ist die Berufung nicht begründet.
1. Die Anträge der Parteien sind erkennbar dahin auszulegen, dass sie das dem Senatsurteil vom 5. Oktober 2018 zugrundeliegende Teilanerkenntnis berücksichtigen. Es ist insoweit nicht am Wortlaut des Antrags zu haften, sondern das tatsächlich Gewollte zugrunde zu legen (vgl. BGH, Urteil vom 11.02.2020 - II ZR 427/18, Rn 26, zitiert nach juris).
2. Die Berufung hat Erfolg, soweit das Landgericht die von der Klägerin geltend gemachten Entschädigungs- und Aufwendungsersatzansprüche abgewiesen hat. Insoweit beruht das Urteil nach der gemäß § 563 Abs. 2 ZPO zugrunde zu legenden rechtlichen Beurteilung des Bundesgerichtshofs auf einer Rechtsverletzung im Sinne §§ 513 Abs. 1, 546 ZPO (BGH, Urteil vom 11. Februar 2020 - XIII ZR 27/19).
Der Klägerin standen vor der Abtretung an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG auch für die weiteren streitgegenständlichen fünfzehn Netztrennungen die geltend gemachten Entschädigungs- und Aufwendungsersatzansprüche aus § 12 Abs. 1 EEG 2012 (für die Netztrennungen bis zum 31. Juli 2014) und § 15 Abs. 1 EEG 2014 (für die Netztrennungen ab dem 1. August 2014) zu.
2.1. Die Klägerin konnte gemäß § 265 Abs. 1 ZPO während der Rechtshängigkeit die streitgegenständlichen Ansprüche an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG abtreten. Die Abtretung der Ansprüche hat gemäß § 265 Abs. 2 ZPO keinen Einfluss auf den Prozess.
2.2. Der Klägerin standen vor der Abtretung für die übrigen Netztrennungen in den Jahren 2014 bis 2016 Entschädigungsansprüche gegen die Beklagte in Höhe von insgesamt weiteren 86.302,85 € aus § 12 Abs. 1 EEG 2012 und § 15 Abs. 1 EEG 2014 zu.
a) Die Einspeisung von Strom aus den Windenergieanlagen der Klägerin in das Verteilernetz der Beklagten wurde in sämtlichen noch streitgegenständlichen Fällen wegen eines Netzengpasses im Sinne § 11 Abs. 1 EEG 2012 (für die Netztrennungen bis zum 31. Juli 2014) bzw. im Sinne § 14 Abs. 1 EEG 2014 (für die Netztrennungen ab dem 1. August 2014) unterbrochen.
aa) Ein Netzengpass im Sinne § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014 liegt dann vor, wenn das Stromnetz insgesamt oder Teile davon überlastet sind oder eine solche Überlastung droht und das Stromnetz daher nicht mehr sicher betrieben werden kann. Der Bundesgerichtshof hat in seinem Urteil vom 11. Februar 2020 (Geschäftsnummer
XIII ZR 27/19) den gesetzlich nicht definierten Begriff des Netzengpasses, der für den Anspruch auf Zahlung einer Härtefallentschädigung nach § 12 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 15 Abs. 1 S. 1 EEG 2014 bei Abregelungen von EE-Anlagen maßgeblich ist, weiter dahin konkretisiert, dass damit ein bestimmter (Gefährdungs-)Zustand beschrieben werde, dass nämlich in dem betroffenen Bereich des Stromnetzes mehr Strom eingespeist zu werden droht, als dieser in seinem aktuellen Belastungszustand aufnehmen oder transportieren kann, ohne dass die Sicherheit des Netzbetriebes gefährdet würde. Ein Netzengpass muss dabei nicht nur durch eine zu hohe Einspeiseleistung verursacht sein. Er kann auch dadurch verursacht sein, dass die Kapazität des betroffenen Netzbereiches - wie hier - vorübergehend eingeschränkt ist, weil ein zugehöriges Betriebsmittel infolge einer Störung oder der Durchführung von Reparatur-, Instandhaltungs- oder Netzausbaumaßnahmen nicht zur Verfügung steht (BGH, Urteil vom 11.02.2020 - XIII ZR 27/19, Rdn. 20).
Hierbei ist allerdings zu differenzieren:
Sofern die Anlagentrennung auf dem Umstand beruht, dass gerade das Betriebsmittel, über welches die Stromeinspeisung der betreffenden Anlage erfolgt aufgrund der Reparatur-, Instandhaltungs- oder Netzausbaumaßnahmen außer Funktion gesetzt ist, kann eine Stromeinspeisung von der betreffenden Anlage unabhängig von den aktuellen Netzkapazitäten nicht erfolgen. Sobald eine Stromeinspeisung nämlich gänzlich unterbleibt, ist ein Netzbetrieb in dem betroffenen Netzbereich physikalisch nicht mehr möglich und kann dementsprechend an dieser Stelle kein Netzengpass vorliegen (BGH, Urteil vom 11.02.2020 - VIII ZR 27/19, Rdn. 22).
Eine zur Entschädigung nach § 12 EEG 2012 oder § 15 EEG 2014 verpflichtende Einspeisereduzierung ist jedoch dann gegeben, wenn in den betroffenen Bereich des Netzes weiterhin von anderen Stromerzeugungsanlagen Strom eingespeist wird und die geregelte Anlage gerade zu dem Zweck vom Netz getrennt wird, eine Verringerung der insgesamt einzuspeisenden Strommenge herbeizuführen. Ist dies der Fall, stellt die Trennung vom Netz für die betroffenen Anlagen zugleich eine Maßnahme des Einspeisemanagements dar, die eine Auswahlentscheidung des Netzbetreibers zwischen den am Netz angeschlossenen einspeisewilligen Anlagen erfordert. Voraussetzung für die Entstehung des Entschädigungsanspruchs ist mithin, dass die jeweilige Reparaturmaßnahme einen (drohenden) Netzengpass verursacht und die Regelungsmaßnahme des Netzbetreibers eine Reaktion auf diesen Umstand ist, also der Entlastung des andernfalls überlasteten Netzes dient (BGH, Urteil vom 10.02.2020 - VIII ZR 27/19, Rdn. 23). Davon ist bei den hier streitbefangenen 15 Abregelungen auszugehen.
bb) Alle noch streitgegenständlichen Netztrennungen beruhten auf Reparatur-, Instandhaltungs- oder Netzausbaumaßnahmen am Verteilernetz der Beklagten.
cc) Anders als die Beklagte meint, war aber jeweils die Kapazität des betroffenen Netzbereichs nur eingeschränkt und nicht aufgehoben. Es konnte in dem betroffenen Netzbereich weiterhin von anderen Stromerzeugungsanlagen Strom eingespeist werden und die geregelte Anlage der Klägerin wurde gerade zu dem Zweck vom Netz getrennt, eine Verringerung der insgesamt einzuspeisenden Strommenge herbeizuführen (vgl. BGH, Urteil vom 11. Februar 2020 - XIII ZR 27/19, Rn 23).
(1) Zwar konnten unstreitig über den Trafo T 102 im Block A, an dem die klägerische Anlage im Normalbetrieb angeschlossen ist, infolge der Reparatur-, Instandhaltungs- oder Netzausbaumaßnahmen zu den jeweiligen Zeitpunkten jeweils keine Einspeisungen mehr erfolgen. Weder die Klägerin noch andere Anlagenbetreiber konnten insoweit im Block A über den Trafo T 102 Strom einspeisen. Zu den in Frage stehenden Zeiten war der Trafo T 102 spannungsfrei geschaltet.
(2) Die Windenergieanlagen der Klägerin waren aber nach dem unstreitigen Vorbringen der Beklagten in der Berufungsinstanz wegen der Reparatur-, Instandhaltungs- oder Netzausbaumaßnahmen zum Zeitpunkt der Netztrennungen jeweils über die Kupplung im Notbetrieb mit Block B über den Trafo T 101 verbunden. Denn durch das Schließen der Kupplung waren die Blöcke A und B im Umspannwerk vorübergehend miteinander verbunden, und der klägerische Windpark und auch alle anderen Einspeiseanlagen konnten zunächst weiter über Block B, Trafostation T 101 einspeisen, so lange die Kapazität des Trafos T 101 nicht erschöpft war. Nach den Trennungen der Windenergieanlagen der Klägerin vom Netz konnten andere Anlagenbetreiber unstreitig jeweils weiter über Block B, Trafo T 101, Strom in das Verteilernetz der Beklagten am Umspannwerk Z. einspeisen. Insoweit lag keine Spannungsfreiheit vor. Die Anlagen der Klägerin wurden zu den jeweiligen Zeitpunkten vielmehr gerade zu dem Zweck vom Netz getrennt, eine Verringerung der insgesamt einzuspeisenden Strommenge am Block B über den Trafo T 101 herbeizuführen, was eine entsprechende Auswahlentscheidung der Beklagten erforderte.
(3) Bei dem Trafo T 101 am Block B des Umspannwerkes Z. , an dem der Windpark D. II der Klägerin zwar nicht im Normalbetrieb, aber über die Kupplung im Notbetrieb angeschlossen war, hat es sich, anders als die Beklagte meint, um den betroffenen „Netzbereich“ i.S. § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014 gehandelt.
Als betroffener „Netzbereich“ ist nicht nur die Sammelschiene des Umspannwerkes Z. am Block A über Trafo T 102 im Normalbetrieb anzusehen. Die gegenteilige Ansicht der Beklagten geht fehl, da im Notbetrieb die Kupplung zum Netzbereich B Block B Transformator T 101 geschlossen wird. Es handelt sich daher nicht um zwei getrennte Netzbereiche i.S. § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014. Im maßgeblichen Zeitpunkt der Netztrennungen lag vielmehr jeweils ein einheitlicher, beide Sammelschienen umfassender Netzbereich vor.
Gemäß § 3 Nr. 26 EEG 2014 wird als „Netz“ im Sinne des EEG die Gesamtheit der miteinander verbundenen technischen Einrichtungen zur Abnahme, Übertragung und Verteilung von Elektrizität für die allgemeine Versorgung bezeichnet. Zum Stromnetz zählt dabei jedes Betriebsmittel, welches für die Verteilung von elektrischen Strom eingesetzt ist, also Stromleitungen ebenso wie Schalt- und Umspannwerke und deren Komponenten. Im energiewirtschaftsrechtlichen Sinn dagegen werden gemäß § 3 Nr. 16, 24a, 24b EnWG unter „Energieversorgungsnetzen“ die Elektrizitätsversorgungsnetze und Gasversorgungsnetze über eine oder mehrere Spannungsebenen oder Druckstufen mit Ausnahme von Kundenanlagen im Sinne der Nr. 24 a und 24 b EnWG verstanden. Reine Anschluss- oder Direktleitungen sowie Kundenanlagen fallen nicht unter den Netzbegriff (Salje, EEG 2017, § 3, Rn. 165). Zum Netz gehören alle Leitungen und Anschlussleitungen, mittels derer Kunden mit Strom versorgt werden, ohne die also eine allgemeine Stromversorgung nicht möglich wäre (Bundestagsdrucksache 15/2864, Seite 31 und Bundestagsdrucksache 16/8148, Seite 40). "Netze für die allgemeine Versorgung" im Sinne von § 2 Abs. 1 Satz 1 EEG sind aber nicht nur Stromnetze, die unmittelbar der Versorgung von Letztverbrauchern dienen, sondern auch solche Netze, die dazu bestimmt sind, andere Elektrizitätsversorgungsunternehmen mit Strom zu beliefern, die ihrerseits Netze für die allgemeine Versorgung von Letztverbrauchern betreiben (BGH, Urteil vom 8. Oktober 2003 - VIII ZR 165/01 - juris). Ein Netz liegt schon dann vor, wenn im Rahmen einer sogenannten Übergabestation lediglich eine Sammelschiene betrieben wird (BGH, Urteil vom 8. Oktober 2003 - VIII ZR 165/01 - Rn. 24, juris; Salje, EEG 2017, § 3, Rn. 182).
Der Begriff des „jeweiligen Netzbereichs“ im Sinne von § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 14 Abs. 1 EEG 2014 dagegen ist nicht legal definiert. Gemäß BT-Drucksache 16/8148 vom 18.02.2008 zum Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich umfasst der Begriff des Netzes auch einzelne Netzbereiche (§ 3 zu Nummer 7, Bundestagsdrucksache 16/8148 vom 18.02.2008, Seite 40).
Soweit § 11 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 und § 14 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014 bestimmen, dass Netzbetreiber EE-Anlagen regeln dürfen, wenn anderenfalls im „jeweiligen Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes“ ein Netzengpass entstünde, ist der Begriff des „jeweiligen Netzbereiches“ erkennbar weit zu verstehen. Das Ziel, die Überlastung des Netzes durch Maßnahmen des Einspeisemanagements zu verhindern, muss sich jedenfalls auf das Netz beziehen, an dem die EE-Anlage angeschlossen ist, wobei in Teilabschnitte von Verteil- oder Übertragungsnetze anhand von Transformatoren, Schaltstationen bzw. einfachen Unterbrechern untergliedert werden kann (Frenz in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Henning/Schomerus, Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), 5. Aufl. 2018, § 14 Einspeisemanagement, Rn. 15). Die Klägerin weist zu Recht darauf hin, dass das EEG in diesem Zusammenhang nicht zwischen Normalschaltzustand und Notbetrieb bzw. einem n-1 Fall differenziert. Zu beachten ist zudem, dass selbst Netzengpässe in vorgelagerten Netzen in § 11 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 und § 14 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014 einbezogen sind. Danach überzeugt das Verständnis der Beklagten, Block A mit dem Transformator T 102 und Block B mit dem Transformator T 101 am Umspannwerk Z. als voneinander unabhängige Netzbereiche im Sinne § 11 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 und § 14 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014 anzusehen, obwohl durch die Kupplung im Notbetrieb - wie geschehen - die Verbindung der Anlagen mit dem jeweils anderen Block erfolgt, nicht.
Für ein weites Verständnis und einen weiten Anwendungsbereich des § 12 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 15 Abs. 1 EEG 2014 sprechen zudem Sinn und Zweck der gesetzlichen Regelungen zum Einspeisemanagement, was auch der Bundesgerichtshof in seiner Entscheidung vom 11. Februar 2020 hervorgehoben hat (BGH, Urteil vom 11.02.2020 - VIII ZR 27/19, Rdn. 32). Mit der Härtefall-Entschädigung will der Gesetzgeber in erster Linie sicherstellen, dass die Planungs- und Investitionssicherheit der Anlagenbetreiber durch Maßnahmen des Einspeisemanagements möglichst wenig beeinträchtigt wird. Der Entschädigungsanspruch soll die Finanzierbarkeit neuer Projekte und einen effizienten Einsatz des Einspeisemanagements durch den Netzbetreiber gewährleisten und damit Planungssicherheit schaffen. Ein hohes Maß an Planungs- und Investitionssicherheit dient letztlich der Erreichung der Ziele gemäß § 1 EEG. Soll aber durch die gesetzlichen Regelungen zum Einspeisemanagement und zur Entschädigungspflicht sichergestellt werden, dass die Betreiber von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nicht aufgrund von Kapazitätsengpässen im Stromnetz wirtschaftliche Einbußen erleiden, weil sie den in ihren Anlagen erzeugbaren Strom nicht in das Stromnetz einspeisen und damit auch nicht veräußern können, spricht bereits dies dafür, auch den Begriff des jeweiligen Netzbereichs nicht zu eng zu fassen und auf die Normalschaltsituation zwischen den Blöcken A und B im Umspannwerk zu beschränken. Dasselbe gilt für das mit der wirtschaftlichen Absicherung unmittelbar verbundene gesetzgeberische Bestreben, die Planungs- und Investitionssicherheit für die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen zu erhöhen.
Bei der Bestimmung des maßgeblichen Netzbereichs kommt es dementsprechend ausschließlich auf die tatsächlichen technischen Gegebenheiten zum Zeitpunkt der Abregelung an. Es ist die aktuelle technische Situation zum Zeitpunkt der jeweiligen Abschaltung zu beurteilen. Denn auch für den Begriff des Netzengpasses ist der aktuelle Belastungszustand des Stromnetzes maßgeblich (vgl. BGH, Urteil vom 11.02.2020 - VIII ZR 27/19, Rdn.19).
Zu den maßgeblichen Zeitpunkten der Netztrennungen war aber aufgrund der Schließung der Kupplung eine Notversorgung über den Trafo T 101 sichergestellt. Der Block A war vorübergehend mit dem Block B über die Kuppelung verbunden und nach eigenem Vortrag der Beklagten konnte der klägerische Windpark sowie auch alle anderen Einspeiseanlagen des betroffenen Netzbereichs zunächst ungestört innerhalb der Kapazitäten des Trafos T 101 einspeisen. Technisch war mithin zum jeweiligen Zeitpunkt der streitbefangenen Abschaltungen die Kupplung zwischen den beiden vorhandenen Sammelschienen geschlossen und somit eine Einspeisung zunächst möglich. Stellt man aber auf den Zeitpunkt der durch Auslösung des thermischen Mitnahmeschalters bewirkten Abschaltung ab, kann es keinen Zweifeln begegnen, dass bei Überschreitung der Kapazitätsgrenzen ein Netzengpass entstand und die Trennung der Anlagen der Klägerin eine Reaktion der Beklagten auf diesen Umstand war mit dem Ziel der Entlastung des anderenfalls überlasteten Netzes.
Selbst wenn man nach dem Verständnis der Beklagten für den Normalbetrieb von zwei getrennten Netzbereichen im Block A und Block B am Umspannwerk Z. ausgeht, lag im Netzbereich von Block B zu den jeweils betroffenen Zeitpunkten ein Netzengpass im Sinne § 11 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 und § 14 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014 vor. Denn zu diesen Zeitpunkten hat die thermische Mitnahme eine Überlastung der Kapazitäten des bis dahin ungestörten Netzbereiches des Transformators T 101 im Block B festgestellt und die über die Kupplung angeschlossene Einspeiseanlage der Klägerin jeweils vom Netz getrennt, um, wie die Beklagte einräumt, diesen Netzbereich nicht zu gefährden. Das heißt, in diesen Netzbereich wurde im fraglichen Zeitraum bis zu der Kapazitätsgrenze des Transformators von anderen Erzeugern weiter Strom eingespeist. Dass der Anschluss der Windenergieanlage der Klägerin zu dieser Zeit nicht im Normalbetrieb, sondern im n-1 Notbetrieb vorlag, ändert hieran nichts.
Unerheblich ist insoweit auch, dass die Klägerin in Kenntnis dieser Anschlussbedingungen den Anschluss an das Netz der Beklagten begehrt hatte. Es ist nicht rechtsmissbräuchlich, wie die Beklagte meint, den Anschluss mit Mitnahmeschaltung gewählt zu haben und gleichwohl für Netztrennungen nach § 12 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 15 Abs. 1 EEG 2014 Entschädigung zu begehren.
b) Der Klägerin stand danach - vor Abtretung an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG - für sämtliche Netztrennungen jeweils der geltend gemachte Anspruch auf Entschädigung für entgangene Einnahmen gemäß § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012 (für die Netztrennungen bis zum 31. Juli 2014) und gemäß § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 (für die Netztrennungen ab dem 1. August 2014) aus den unstreitigen Einspeiseverlusten von 1.332.436 kWh - abzüglich der bereits zugesprochenen Entschädigungsansprüche für die auf den 15.03.2014 entfallenden Einspeiseverluste in Höhe von unstreitig 91.304 kWh, auf den 21.03.2014 entfallenden 81.676 kWh und auf den 14.04.2014 entfallenden 62.366 kWh - auch der Höhe nach zu. Zu den einzelnen Netztrennungen und den jeweils geltend gemachten Entschädigungsansprüchen wird auf das erstinstanzliche Urteil Bezug genommen. Die Klägerin hat zur Höhe der geltend gemachten Entschädigungsansprüche jeweils detailliert vorgetragen. Die Berechnung der Einspeiseverluste basiert auf dem einschlägigen Leitfaden der Bundesnetzagentur und wird von der Beklagten auch nicht angegriffen.
2.3. Der Klägerin stand auch - vor Abtretung an die A. Vertrieb GmbH & Co. KG - ein Anspruch auf Aufwendungsersatz gemäß § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012 (für Netztrennungen bis zum 31. Juli 2014) und gemäß § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 (für Netztrennungen ab dem 1. August 2014) im Umfang von weiteren 2.501,69 € zzgl. 666,00 € mithin iHv. insgesamt 3.167,69 € zu.
a) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien sind, wenn die Einspeisung des aus diesen Anlagen gewonnenen Stroms - wie hier - wegen eines Netzengpasses im Sinne von § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. von § 14 Abs. 1 EEG 2014 reduziert worden ist, nicht nur für 95 % der entgangenen Einnahmen zu entschädigen. Ihnen steht auch ein Ersatz der zusätzlichen Aufwendungen abzüglich ersparter Aufwendungen zu.
Die von der Klägerin jeweils geltend gemachten Kosten für die Wiederinbetriebnahme der Anlage nach den Einspeisereduzierungen sind derartige zu ersetzende Aufwendungen.
Die Klägerin hat die ihr entstandenen Kosten für die Wiederinbetriebnahme jeweils im Einzelnen schlüssig dargetan. Die unterschiedlich hohen Arbeits- und Reisekosten des mit der Wiederinbetriebnahme beauftragten Mitarbeiters der B. GmbH sind nachvollziehbar und plausibel. Die Klägerin hatte erstinstanzlich mit Schriftsatz vom 26. Juni 2017 zur Höhe der Aufwendungen für jeden Fall der Wiederinbetriebnahme unter Vorlage der Rechnungen der B. GmbH vorgetragen. Den Ausgleich der Rechnungen durch die Klägerin gegenüber der B. GmbH hat die Beklagte nicht in Abrede gestellt. Die Klägerin konnte sich zur Wiederinbetriebnahme der Anlage auch eines Dritten bedienen. Zu den zu erstattenden Aufwendungen gehören auch die durch die B. GmbH in Rechnung gestellten Personal- und Fahrtkosten in Höhe von jeweils 333,00 € für Leistungen am 14. April 2015 und 2. August 2016 (Rechnung vom 4. September 2015, RE 120/09/15, K 30, und Rechnung vom 25. Oktober 2016, B. -RE16-184, K 31). Hiernach konnten die der Klägerin durch die Beklagte zu ersetzenden Aufwendungen gemäß § 287 ZPO geschätzt werden.
b) Anders als die Beklagte meint, ist der Aufwendungsersatzanspruch der Klägerin auch nicht wegen einer zu berücksichtigenden Mitverursachung der Klägerin an der Entstehung der Aufwendungen im Verhältnis zur Beklagten gemäß §§ 242, 254 Abs. 1 BGB zu kürzen.
Die Klägerin war zur Wahrung der Interessen der Beklagten nicht gehalten, um den wirtschaftlichen Aufwand für die Wiederinbetriebnahme der Windenergieanlage gering zu halten, von vornherein eine Möglichkeit zur ferngesteuerten Wiederinbetriebnahme zu schaffen. Unstreitig ist eine solche Einrichtung für den Anlagebetreiber nicht vorgeschrieben. Es entspricht auch nach dem Vorbringen der Beklagten nicht dem Stand der Technik, dass Windenergieanlagen mit einer ferngesteuerten Wiederinbetriebnahmemöglichkeit auszustatten sind. Die Kosten der einzelnen Wiederinbetriebnahme sind mit einem Betrag zwischen ca. 50,00 € und 250,00 € auch nicht so hoch, dass sich der Klägerin hierdurch die Notwendigkeit der Installation einer ferngesteuerten Inbetriebnahmevorrichtung hätte aufdrängen müssen, zumal deren Einrichtung nach ihren Angaben, die sie mit einer Kostenschätzung des Herstellers belegt hat, annähernd Kosten in Höhe von 20.000 € verursacht hätte. Die Beklagte, die diese Angaben zwar bestritten hat, hat jedenfalls nicht dargelegt, dass die Installationskosten dagegen so niedrig gewesen wären, dass sich die Einrichtung einer ferngesteuerten Wiederinbetriebnahmevorrichtung der Klägerin zur Wahrung der Interessen des Netzbetreibers geradezu hätte aufdrängen müssen. Die Klägerin musste bei der Errichtung der Anlage auch als Branchenkennerin nicht davon ausgehen, dass eine Wiederinbetriebnahme der Anlage so häufig erforderlich werden würde, dass die Installation einer ferngesteuerten Wiederinbetriebnahmevorrichtung unabhängig von der Höhe der Installationskosten zur Wahrung der Interessen der Beklagten als aufwendungsersatzpflichtiger Netzbetreiberin geboten wäre. Hierauf jedenfalls hätte die Beklagte als Netzbetreiberin hinweisen müssen. Hierfür genügt auch nicht die Kenntnis, dass der Netzausbau hinter der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zurückblieb.
Der Anschluss der Anlage der Klägerin und die übrigen für die Sicherheit des Netzes notwendigen Einrichtungen mussten nur den notwendigen technischen Anforderungen der Beklagten als Netzbetreiberin und denen nach § 49 EnWG entsprechen (§ 7 Abs. 2 EEG 2009/§ 7 Abs. 2 EEG 2012/§ 10 Abs. 2 EEG 2014). Hierzu gehörte unstreitig nicht die Installation einer ferngesteuerten Wiederinbetriebnahmevorrichtung.
c) Die Klägerin hat auch keine Aufwendungen erspart im Sinne § 12 Abs. 1 EEG 2012 bzw. gemäß § 15 Abs. 1 EEG 2014.
2.4. Der Klägerin stand vor der Abtretung gegen die Beklagte auch ein Anspruch auf Prozesszinsen in Höhe von fünf Prozentpunkten über dem Basiszinssatz aus §§ 291 iVm. 288 Abs. 1 BGB zu. Die Klageschrift ist der Beklagten ausweislich der Postzustellungsurkunde am 20. Dezember 2016 zugestellt worden.
3. Über die zuerkannten Prozesszinsen hinaus hat die Klägerin indessen keinen abtretbaren Zinsanspruch. Insbesondere standen ihr keine Verzugszinsen gemäß §§ 288 Abs. 1 S. 1, 286 BGB gegen die Beklagte zu. Die Klägerin trägt nicht vor, die Beklagte in Zahlungsverzug gesetzt zu haben.
Sie hat die Entschädigungsansprüche für die Einnahmeverluste gegenüber der Beklagten mit den Rechnungen vom 26. Juni 2014 (mit dem Zahlungsziel 10. Juli 2014) sowie vom 15. April 2015 (mit dem Zahlungsziel 29. April 2015) und vom 15. Oktober 2015 (mit dem Zahlungsziel 29. Oktober 2015) geltend gemacht. Sie behauptet nicht, die Beklagte jeweils gemahnt zu haben (§ 286 Abs. 1 S. 1 BGB).
Eine Mahnung war auch nicht entbehrlich. Die Leistungszeit war insbesondere nicht nach dem Kalender bestimmt (§ 286 Abs. 2 Nr. 1 BGB). Die Angabe der Zahlungsziele in den Rechnungen genügte hierfür nicht. Ein einseitiges Leistungsbestimmungsrecht der Klägerin gemäß §§ 315, 316 BGB bestand nicht. Eine einseitige Bestimmung eines Zahlungsziels durch den Gläubiger aber genügt zur Inverzugsetzung des Schuldners nicht, wenn ihm kein einseitiges Recht zur Bestimmung der Leistungszeit zusteht (vgl. BGH, Urteil vom 08.06.2016 - VIII ZR 215/15, zitiert nach juris; Palandt/Grüneberg, BGB, 79. Aufl., § 286, Rn 22). Eine Mahnung war auch nicht nach § 286 Abs. 2 Nr. 2 bis 4 BGB entbehrlich. Die Beklagte hat den Verzugszinsenanspruch auch nicht (teilweise) anerkannt.
III.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 92 Abs. 2 Nr. 1 ZPO.
Die Entscheidung zur vorläufigen Vollstreckbarkeit ergeht nach §§ 708 Nr. 10, 711 ZPO.
Die Voraussetzungen für die Zulassung der Revision nach § 543 Abs. 2 ZPO liegen nicht vor.
Göbel Wiedemann Linsenmaier

Rechtsmittelbelehrung:

Zitierte Normen: §§ 315, 316 BGB
§ 12 EEG
§ 15 EEG
§ 1 EEG
§ 287 ZPO
§ 49 EnWG
§ 11 Abs. 1 EEG
§ 14 Abs. 1 EEG
§ 12 Abs. 1 EEG
§ 15 Abs. 1 EEG
§ 563 Abs. 2 ZPO
§ 513 Abs. 1, 546 ZPO
§ 265 Abs. 1 ZPO
§ 265 Abs. 2 ZPO
§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG
§ 3 Nr. 26 EEG
§ 3 Nr. 16, 24a, 24b EnWG
§ 2 Abs. 1 Satz 1 EEG
§ 11 Abs. 1 Nr. 1 EEG
§ 14 Abs. 1 Nr. 1 EEG
§ 12 Abs. 1 Satz 1 EEG
§ 15 Abs. 1 Satz 1 EEG
§ 7 Abs. 2 EEG
§ 10 Abs. 2 EEG
§ 288 Abs. 1 S. 1, 286 BGB
§ 286 Abs. 1 S. 1 BGB
§ 286 Abs. 2 Nr. 1 BGB
§ 286 Abs. 2 Nr. 2 bis 4 BGB
§ 92 Abs. 2 Nr. 1 ZPO
§ 708 Nr. 10, 711 ZPO
§ 543 Abs. 2 ZPO

Zitierte Entscheidungen: XIII ZR 27/19
7 U 25/18
5 O 432/16
II ZR 427/18
VIII ZR 27/19
VIII ZR 165/01
VIII ZR 215/15